Hotărârea nr. 469/2022

cu privire la aprobarea documentației tehnico-economice și a indicatorilor tehnico-economici ai obiectivului de investiții Studiu de Fezabilitate - ” Sursa de producere energie termică și electrică prin cogenerare de înaltă eficiență”

Download Document PDF

ROMÂNIA

JUDEȚUL ARAD

MUNICIPIUL ARAD CONSILIUL LOCAL

H O T Ă R Â R E A nr. 469 din 5 septembrie 2022 cu privire la aprobarea documentației tehnico-economice și a indicatorilor tehnico-economici ai obiectivului de investiții Studiu de Fezabilitate - ” Sursa de producere energie termică și electrică prin cogenerare de înaltă eficiență”

Având în vedere inițiativa Primarului Municipiului Arad, exprimată în Referatul de aprobare înregistrat cu nr. 68.203/02.09.2022,

Analizând Raportul Direcției Tehnice, Serviciul Investiții, înregistrat cu nr. 68.204/ 02.09.2022,

Văzând Avizul nr. 15/02.09.2022 al Consiliului Tehnico-Economic al Municipiului Arad,

Luând în considerare prevederile art. 44 alin. (1) din Legea nr. 273/2006 privind finanțele publice locale, cu modificările și completările ulterioare,

Ținând cont de avizele comisiilor de specialitate ale Consiliului Local al Municipiului Arad,

Luând în considerare adoptarea hotărârii în unanimitate de voturi (21 de consilieri prezenți din totalul de 23),

În temeiul prevederilor art. 129 alin. (1), alin. (2) lit. b), d), alin. (4) lit. d), alin. (7) lit. n), art. 139 alin. (1), alin. (3) lit. g) și art. 196 alin. (1) lit. a) din Ordonanța de Urgență a Guvernului nr. 57/2019 privind Codul administrativ, cu modificările și completările ulterioare,

CONSILIUL LOCAL AL MUNICIPIULUI ARAD adoptă prezenta

H O T Ă R Â R E:

Art. 1. Se aprobă Studiul de fezabilitate (SF ) ”Sursa de producere energie termică și electrică prin cogenerare de înaltă eficiență”, cu caracteristicile și indicatorii tehnico-economici, conform anexelor 1 și 2, care fac parte integrantă din prezenta hotărâre.

Art. 2. Finanțarea obiectivului de investiție se va realiza din fonduri ale bugetului general, din Programul Național de Redresare și Reziliență, Pilonul I. Tranziția verde- Componenta 6 Energie, Investiția 3 și din alte surse atrase în condițiile legii.

Art. 3. La data intrării în vigoare a prezentei hotărâri se abrogă Hotărârea Consiliului Local al Municipiului Arad nr. 478/2021 privind aprobarea documentației tehnico-economice și a indicatorilor tehnico-economici ai obiectivului de investiție SF - „Instalarea unei unități de producere combinată de căldură și energie la SC CET Hidrocarburi SA Arad” și Hotărârea Consiliului Local al Municipiului Arad nr. 407/2020 privind aprobarea documentației tehnico-economice și a indicatorilor tehnico-economici ai obiectivului de investiție ”D.A.L.I. - Înlocuire cazane pe gaz la SC CET Hidrocarburi SA Arad”.

Art. 4. Prezenta hotărâre se comunică celor interesați prin grija Serviciului Administrație Publică Locală.

PREȘEDINTE DE ȘEDINȚĂ

Xxxxxx Xxxxx

Contrasemnează pentru legalitate

SECRETAR GENERAL Xxxxxxxx Xxxxxxxxxx

Red./Dact. IF/IF Verif. C.M.

1 ex. Serviciul Investiții

1 ex. Instituția Prefectului-Județul Arad

1 ex. Dosar ședință CLMA 05.09.2022

Cod: PMA -S4-02

Anexa nr. 2 la Hotărârea Consiliului Local al Municipiului Arad nr. 469 din 05.09.2022

CARACTERISTICILE PRINCIPALE ȘI INDICATORII TEHNICO-ECONOMICI AI OBIECTIVULUI:

Sursa de producere energie termică și electrică prin cogenerare de înaltă eficiență

Faza: Studiu de Fezabilitate

TITULAR: MUNICIPIUL ARAD

BENEFICIAR: MUNICIPIUL ARAD

INDICATORI TEHNICO-ECONOMICI: Scenariul propus 2

A. Indicatorii tehnico-economici

- Valoarea totală a investiției = 618.660.740,11lei (cu TVA) din care

C+M = 195.334.246,11 lei (cu TVA)

Utilaje și echipamente : 379.663.335,86 lei (cu TVA)

B.Principalele caracteristici tehnice ale investiției

Unitate de cogenerare: - Număr de unități de cogenerare: 3 buc.

- Număr de motoare / unitate: 1 buc.
- Combustibil: gaz natural
- Capacitate electrică minimă 10,4 MWe. nivel tensiune 10,5 Kv
- Capacitate termică minimă 8,9 MWt
- Temperatură agent termic tur/retur: 90/60 °C
- Randament electric: > 47,5 %
- Randament global: > 88 %
- Nivel de emisie NOx la coș: < 75 mg/Nm3 pentru 15% O2 an.uscată
- Nivel de emisie CO la coș: < 100 mg/Nm3 pentru 15% O2 an.uscată
- Nivel de emisie zgomot: < 65 dB(A) la 10 m de container

Unitate CHPBio - centrală termo-electrică ce utilizează la bază biomasa lemnoasă : 1 buc,

-Capacitatea electrică minimă 1,8 Mwe

-Capacitate termică minimă 5,0 MWt.

-Randamentul minim garantat al instalației în ansamblu va fi de minim 75%.

Cazane de apă caldă Cazane apă fierbinte CAF, ignitubulare, 4buc. X 25 MWt,

Sarcină nominală totală de 100 MWt.

Funcționare pe gaz natural.

Randamentul cazanelor va fi de minim 95,0%.

Racordate la un coș de fum cu sistem de monitorizare continuă a emisiilor la coș.

a) NOx : < 100 mg/Nm3 %.,Posibilitatea de echipare cu “H2-Ready”, va asigura limitarea emisiilor de NOx.
b) CO : < 100 mg/Nm3
c) SO2 : < 35 mg/Nm3
d) PM : < 5 mg/Nm3

C. Durata de realizare a investiției : 28 luni
D. Eșalonarea investiției : Conform graficului de realizare a investiției.
E. Finanțarea investiției Finanțarea obiectivului de investiție se va realiza din fonduri ale bugetului general, din Programul Național de Redresare și Reziliență, Pilonul I. Tranziția verde- Componenta 6 Energie, Investiția 3 și alte surse atrase în condițiile legii.

PREȘEDINTE DE ȘEDINȚĂ

Xxxxxx Xxxxx Contrasemnează pentru legalitate

SECRETAR GENERAL

Xxxxxxxx Xxxxxxxxxx

ROMÂNIA

JUDEȚUL ARAD

MUNICIPIUL ARAD CONSILIUL LOCAL

P R O I E C T

Nr. 455/03.09.2022

Avizat

SECRETAR GENERAL Xxxxxxxx Xxxxxxxxxx

H O T Ă R Â R E A nr._____ din 2022 cu privire la aprobarea documentației tehnico-economice și a indicatorilor tehnico-economici ai obiectivului de investiții Studiu de Fezabilitate - ” Sursa de producere energie termică și electrică prin cogenerare de înaltă eficiență”

Având în vedere inițiativa Primarului Municipiului Arad, exprimată în Referatul de aprobare înregistrat cu nr. 68.203/02.09.2022,

Analizând Raportul Direcției Tehnice, Serviciul Investiții, înregistrat cu nr. 68.204/ 02.09.2022,

Văzând Avizul nr. 15/02.09.2022 al Consiliului Tehnico-Economic al Municipiului Arad;

Luând în considerare prevederile art. 44 alin. (1) din Legea nr. 273/2006 privind finanțele publice locale, cu modificările și completările ulterioare,

Ținând cont de avizele comisiilor de specialitate ale Consiliului Local al Municipiului Arad,

CONSILIUL LOCAL AL MUNICIPIULUI ARAD adoptă prezenta

H O T Ă R Â R E:

Art. 2. Finanțarea obiectivului de investiție se va realiza din fonduri ale bugetului general, din Programul Național de Redresare și Reziliență, Pilonul I. Tranziția verde-Componenta 6 Energie, Investiția 3 și din alte surse atrase în condițiile legii.

Art. 4. Prezenta hotărâre se comunică celor interesați prin grija Serviciului Administrație Publică Locală.

PREȘEDINTE DE ȘEDINȚĂ

SECRETAR GENERAL

GL/GL

Serviciul Investiții

Anexa nr. 2 la Hotărârea Consiliului Local al

Municipiului Arad nr. ______din _________2022

CARACTERISTICILE PRINCIPALE ȘI INDICATORII TEHNICO-ECONOMICI AI OBIECTIVULUI:

Sursa de producere energie termică și electrică prin cogenerare de înaltă eficiență Faza: Studiu de Fezabilitate

TITULAR: MUNICIPIUL ARAD

BENEFICIAR: MUNICIPIUL ARAD

INDICATORI TEHNICO-ECONOMICI: Scenariul propus 2

A. Indicatorii tehnico-economici

- Valoarea totală a investiției = 618.660.740,11lei (cu TVA) din care

C+M = 195.334.246,11 lei (cu TVA)

Utilaje și echipamente : 379.663.335,86 lei (cu TVA)

B.Principalele caracteristici tehnice ale investiției

Unitate de cogenerare: - Număr de unități de cogenerare: 3 buc.

- Număr de motoare / unitate: 1 buc.
- Combustibil: gaz natural
- Capacitate electrică minimă 10,4 MWe. nivel tensiune 10,5 Kv
- Capacitate termică minimă 8,9 MWt
- Temperatură agent termic tur/retur: 90/60 °C
- Randament electric: > 47,5 %
- Randament global: > 88 %
- Nivel de emisie NOx la coș: < 75 mg/Nm3 pentru 15% O2 an.uscată
- Nivel de emisie CO la coș: < 100 mg/Nm3 pentru 15% O2 an.uscată
- Nivel de emisie zgomot: < 65 dB(A) la 10 m de container

Unitate CHPBio - centrală termo-electrică ce utilizează la bază biomasa lemnoasă : 1 buc,

-Capacitatea electrică minimă 1,8 Mwe

-Capacitate termică minimă 5,0 MWt.

-Randamentul minim garantat al instalației în ansamblu va fi de minim 75%.

Cazane de apă caldă Cazane apă fierbinte CAF, ignitubulare, 4buc. X 25 MWt,

Sarcină nominală totală de 100 MWt.

Funcționare pe gaz natural.

Randamentul cazanelor va fi de minim 95,0%.

Racordate la un coș de fum cu sistem de monitorizare continuă a emisiilor la coș.

a) NOx : < 100 mg/Nm3 %.,Posibilitatea de echipare cu “H2-Ready”, va asigura limitarea emisiilor de NOx.
b) CO : < 100 mg/Nm3
c) SO2 : < 35 mg/Nm3
d) PM : < 5 mg/Nm3

C. Durata de realizare a investiției : 28 luni
D. Eșalonarea investiției : Conform graficului de realizare a investiției.
E. Finanțarea investiției Finanțarea obiectivului de investiție se va realiza din fonduri ale bugetului general, din Programul Național de Redresare și Reziliență, Pilonul I. Tranziția verde-Componenta 6 Energie, Investiția 3 și alte surse atrase în condițiile legii.

PRIMARUL MUNICIPIULUI ARAD Nr. 68.203/02.09.2022

Primarul Municipiului Arad

În temeiul prevederilor art. 136 alin (1) din Ordonanța de urgență nr. 57/2019 -privind Codul administrativ îmi exprim inițiativa de promovare a unui proiect de hotărâre cu următorul obiect:

- aprobarea documentației tehnico-economice și a indicatorilor tehnico-economici ai obiectivului de investiție SF - ” Sursa de producere energie termică și electrică prin cogenerare de înaltă eficiență”, în susținerea căruia formulez următorul,

REFERAT DE APROBARE

Conform Strategiei de alimentare cu energie termică a Municipiului Arad 2020 - 2030, Aprobată în formă actualizată, s-a propus implementarea unor investiții atât în capacitățile de producție cât și în rețelele de transport și distribuție, alături de modernizarea punctelor termice.

Obiectivul principal al proiectului este îmbunătățirea factorilor de mediu, ca urmare a investițiilor în infrastructură , impuse de politica de coeziune a Uniunii Europene pentru atingerea obiectivului ”Convergență”.

Obiectivul specific al proiectului constă în stabilirea investițiilor necesare măsurilor de restructurare și reabilitarea sistemului de alimentare centralizată cu energie termică din municipiul Arad, care să asigure conformarea — la cel mai mic cost — cu obligațiile de mediu stabilite prin Tratatul de Aderare, precum și cu obiectivele strategiilor și programelor naționale relevante pentru mediu (creșterea eficienței energetice, reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră, creșterea calității serviciului public de alimentare cu energie termică la tarife suportabile pentru populație).

Proiectul propune investiția astfel încât să poată fi aplicată solicitarea de finanțare în conformitate cu Ghidul de finanțare pentru Programul PNRR - Pilonul I. Tranziția verde -Componenta 6 Energie.

Având în vedere necesitatea și oportunitatea proiectului, propun:

Aprobarea documentației tehnico-economice și a indicatorilor tehnico-economici ai obiectivului de investiție SF - ” Sursa de producere energie termică și electrică prin cogenerare de înaltă eficiență”.

PRIMAR,

Xxxxxx Xxxxx

PRIMĂRIA MUNICIPIULUI ARAD

DIRECȚIA TEHNICĂ

Serviciul Investiții

Nr. 68.204/02.09.2022

RAPORT

al serviciului de specialitate

Referitor la: Referatul de aprobare înregistrat cu nr. 68.203/02.09.2022 a domnului

Xxxxx Xxxxxx, Primarul Municipiului Arad

Obiect: aprobarea documentației tehnico-economice și a indicatorilor tehnico-economici ai obiectivului de investiție SF - ” Sursa de producere energie termică și electrică prin cogenerare de înaltă eficiență”

În urma actualizării "Strategiei de alimentare cu energie termica a Municipiului Arad 2020-2030", document adaptat cerințelor Ordinului 146/2021 al ANRE privind principiile, conținutul și întocmirea strategiilor locale pentru serviciul de alimentare cu energie termică a populației, au rezultat direcțiile de acțiune necesar de implementat în Arad și s-au conturat obiectivele de investiție care vizează modernizarea și eficientizarea sistemului SACET.

Pornind de la necesitățile urgente de rezolvat pentru asigurarea furnizării energiei termice populației, au fost prioritizate investițiile iar în prima etapă de dezvoltare este prevăzută realizarea unei surse de producție de energie electrică și termică cu tehnică de ultimă generație cu capacitate termică de 130 MW, destinată să asigure necesarul de căldură al SACET.

Noua sursă este compusă din următoarele obiecte (Etapa 1 de dezvoltare ):

- Unitate de producție cu cogenerare de înaltă eficiență cu motoare termice de ultimă generație cu capacitatea electrică nominală de cca. 31,2 MW, denumit în continuare Ucog;
- Unitate de producție cu cogenerare de înaltă eficiență cu funcționare pe biomasă cu capacitatea electrică nominală de cca.1,8 MW, denumit în continuare CHPbio;
- 4 Cazane CAF cu sarcină termică nominală de 100 MW respectiv un CA de 6 t/h , unitate de productie energie termica denumita în continuare Ufcog

Pe lângă folosirea unei părți din infrastructura existentă în incinta CETH (stație de tratare chimică a apei, degazor apă de termoficare, pompe de apă de adaos, stații electrice 6/0,4 kV, stație și rețea de apă pentru PSI, conducte tur/retur pentru apa de termoficare, conductă de alimentare cu gaz), vor fi prevăzute toate lucrările de construcție și montaj necesare, inclusiv realizarea racordurilor de alimentare cu gaz natural, apă, energie electrică respectiv a racordurilor de livrare a agentului termic și energiei electrice.

Amplasamentul obiectivului: Amplasamentul este în incinta CET- Arad. B-dul Iuliu Maniu nr. 65 - 71, în care sunt dispuse toate utilajele și echipamentele de producere și distribuție a agentului termic.

Terenul pe care va fi amplasat obiectivul de investiție a fost cumpărat de la CET H și este proprietate publică a Municipiului Arad, înscris în CF nr. 307811 Arad, CF nr. 307809 Arad, CF nr. 359603 Arad și are o suprafață totală de 20.692 mp.

Pe acest amplasament, în anumite perimetre se află vechile echipamente și instalații de producere agent termic, ca de exemplu - locația actualelor CAF -uri aflate în funcțiune care se vor demola după punerea în funcțiune a celor 4 cazane pe abur noi, locația vechiului depozit de păcură cu stația, turnul de răcire, etc . Toate aceste echipamente vechi se vor demola.

Faza de proiectare: Studiu de fezabilitate (SF);

Proiectant: SC PROARCOR SRL Cluj - Napoca.

Obiectivele vizate de investiție sunt:

- Înlocuirea în cel mai scurt timp posibil a capacităților actuale de producție de energie termică din cadrul sursei existente CETH cu o sursă nouă, flexibilă, eficientă și prietenoasă cu mediul; - Transformarea SACET Arad într-un sistem modern, sustenabil, cu eficiență energetică ridicată;
- Asigurarea capacitații de producere a energiei termice pe tot parcursul anului, pentru o durată de viață a agregatelor de minim 15-20 ani, cu satisfacerea necesitaților de încălzire centralizată a municipiului Arad conform evoluției cererii de energie termică preconizată a fi produsă pentru SACET;
- Conformarea noilor instalații de producere a energiei cu cerințele impuse de legislația națională și europeană în domeniul protecției mediului și schimbărilor climatice;
- Obținerea unei eficiențe globale înalte, asigurând astfel sustenabilitatea serviciului de termoficare;
- Flexibilitate ridicată a noilor unități de producție astfel încât acestea să se poată adapta cu ușurința la variațiile de sarcină termică previzibile;
- Creșterea gradului de digitalizare cu scopul unei exploatări autonome și cu cheltuieli minime, ca rezultat al controlului îmbunătățit al mentenanței predictive.

Scenariile propuse/ soluția de intervenție

În cadrul documentației proiectantul a prezentat trei scenarii posibile și a făcut analiza pentru două scenarii (Scenariul S1 și S2) și anume:

• Scenariul SR ”fără proiect”, cu utilizarea instalației existente (scenariul contrafactual);
• Scenariul S1 cu realizarea CHP, cu motoare termice 4*5,9 MWe MW și CAF 4*25 MW;
• Scenariu S2 cu realizarea CHP, cu motoare termice 3*10,4 MWe și CAF 4*25 MW;

Se redau mai jos cele două soluții analizate pentru realizarea sursei de cogenerare - Bloc energetic -” BE”, corespunzător cererii de energie termica la baza și la mediul curbei de sarcină , cat și pentru acoperirea necesarului la vârful curbei de sarcină cu cazane cu apa fierbinte CAF.

Scenariul S1

Ucog1 - Instalație de cogenerare de înaltă eficiență cu motoare pe gaz cu capacitatea electrica nominala totală de 23,6 MWe + 26,7 MWt (obiect 1) denumit în continuare Ucog 1

CHPBio -Centrală termo-electrică pe biomasă cu capacitatea electrica nominala de 1,8 MWe + 5,5 MWt (obiect 2), denumit în continuare CHPBio

Ufcog - Instalație de producere a energiei termice cu cazane pe gaz cu sarcina termica nominala de 100 MWt si un cazan cu abur de 6 t/h (obiect 3), denumit în continuare Ufcog.

Scenariul S2

Ucog1- Instalație de cogenerare de înaltă eficiență cu motoare pe gaz cu capacitatea electrica nominala totală de 31,2 MWe + 26,7 MWt (obiect 1), denumit în continuare Ucog1.

CHPBio - Centrală termo-electrică pe biomasă cu capacitatea electrica nominala de 1,8 MWe + 5,5 MWt (obiect 2), denumit în continuare CHPBio

Ufcog Instalație de producere a energiei termice cu cazane pe gaz cu sarcina termica nominala de 100 MWt si un cazan cu abur de 6 t/h (obiect 3), denumit în continuare Ufcog.

Scenariile propuse au în vedere adaptarea soluției tehnice la necesitățile actuale ale SACET Arad cauzate de schimbările de ordin tehnic precum și de ordin legislativ. De asemenea scenariile propuse îndeplinesc condițiile impuse pentru:

- impact pozitiv asupra mediului ;
- sporirea confortului termic și al siguranței de operare în SACET Arad;
- menținerea costurilor energiei termice la un nivel cât mai redus cu un impact pozitiv asupra nivelului de trai și asigurarea condițiilor decente de locuit în Municipiul Arad;
Î n urma analizei comparative se recomandă Scenariul 2.

l.Descrierea investiției:

Prin configurația propusă, se asigură atingerea cerințelor obligatorii pentru sistemele eficiente de termoficare centralizată stabilite în cadrul Directivei 27/2012/EU (EED) privind Eficiența Energetică, astfel încât să se asigure 50% ET livrată din surse regenerabile, sau 50% ET livrată din căldură reziduală, sau 75 % ET livrată din surse în cogenerare de înaltă eficiență cu gaz natural, sau 50% ET livrată dintr-o combinație de surse astfel descrise mai sus.

În cazul acestui proiect de investiție, este vizată livrarea ET în rețeaua termică primară SACET în următoarea proporție, în perioada de exploatare bazată pe combustibilul gaz natural: -> 45 ... 75 % ET produsă de sursa de cogenerare de înaltă eficiență bazată pe gazul natural - > 10 ... 5 % ET produsă cu resurse regenerabile, respectiv valorificarea biomasei; - < 50 % ET produsă cu cazane de apă caldă pe gaz natural.

De asemenea, soluția de cogenerare propusă satisface toate cerințele impuse prin Directiva de eficiență energetică privitoare la randamentul global, economia de energie primară și reducerea emisiilor în atmosferă a gazelor cu efect de seră și a celor poluante, precum și toate exigențele prevăzute în programele de finanțare actuale, inclusiv încadrarea sub limita de emisie specifică raportată la energia utilă produsă, de 250 gCO2/kWh, fără a fi necesar aportul vreunui gaz combustibil cu emisii de CO2 scăzute (cum ar fi hidrogenul verde).

Toate echipamentele propuse pentru operarea pe gaz natural (atât motoarele cât și cazanele) sunt capabile să opereze cu un amestec de hidrogen în gazul natural având un conținut de până la 20%vol. H2, iar pentru viitor, în momentul în care hidrogenul va fi disponibil pentru utilizarea facilă, echipamentele pot fi upgradate corespunzător pentru creșterea conținutului de hidrogen. În momentul în care va fi utilizat hidrogen verde, ponderea ET din resurse regenerabile, produsă cu ajutorul surselor bazate pe arderea amestecului de gaz natural cu hidrogen, va crește, fiind posibilă adaptarea la cerințele viitoare ce vor fi adoptate cu privire la eficiența energetică.

Noua sursă va include următoarele obiecte ale investiției :

- instalație de cogenerare de înaltă eficiență formată dintr-un număr de 3 motoare termice cu ardere internă pe gaz natural
- instalație de producere a aburului, apei calde și energiei electrice bazată pe biomasă
- instalație de producere a apei calde și aburului formată dintr-un număr de 4 cazane de apă caldă pe gaz natural și 1 cazan de abur pe gaz natural
- echipamentele, sistemele și instalațiile auxiliare necesare noii surse, precum:
- sistemele de pompare a fluidelor
- schimbătoarele de căldură pentru transferul termic
- degazoarele termice pentru tratarea apei de alimentare a cazanelor și a apei de adaos în rețeaua de termoficare
- cazanele de producere a aburului necesar în cadrul proceselor tehnologice ale noii surse (degazare, inertizare, curățire, etc)
- sisteme de monitorizare a emisiilor la coș
- sisteme de reducere a emisiilor poluante o stația electrică de transformare aferentă noii surse
- acumulatorul de căldură pentru maximizarea eficienței de exploatare a instalației de cogenerare de înaltă eficiență

În vederea proiectării și realizării, s-a realizat o structurare a obiectivului de investiție pe următoarele 8 obiecte:

Obiect 01 - MT : Instalație de cogenerare de înaltă eficiență cu motoare pe gaz natural

Capacitatea instalației CHP a fost stabilită la minim 26,7 MWt căldură și minim 31,2 MWe putere electrică. Randamentul global al instalației realizate prin acest proiect va fi de 90,16 %.

Instalația CHP se bazează pe un număr de 3 (trei) motoare termice identice de ultimă generație (unități CHP), cu pistoane cu ardere internă și aprindere prin scânteie, care utilizează gaz combustibil, pregătite H2Ready, în componența cărora sunt incluse toate auxiliarele specifice necesare: turbocompresorul gaz-aer, răcitoarele de aer, răcitorul de ulei, răcitoarele de apă, sistemele electrice și de control, generatorul electric 10,5 kV, etc.

Capacitatea individuală a unei unități CHP este de minim 8,9 MWt și minim 10,4 MWe . Constructiv, fiecare unitate CHP va include următoarele părți asamblate: - generatorul, -ansamblul motor,

-ansamblul turbocompresor

- ansamblul recuperator de căldură.

Fiecare unitate CHP va fi echipată cu sistem de comandă, control și protecție, cu interfețe de comunicație de date și semnale I/O necesare pentru integrarea în cadrul sistemului SCADA al noii surse.

- Alimentarea cu gaze Motoarele unităților CHP prevăzute vor funcționa cu gaz natural în prima etapă de exploatare, fiind pregătite pentru a funcționa în viitor cu ”hidrogen verde” în amestec cu gazul natural, atunci când condițiile de piață vor deveni favorabile utilizării. Motoarele propuse sunt “H2-Ready”și sunt capabile să opereze, de la momentul achiziției, cu combustibil gazos de tip gaz natural, în componența căruia se poate regăsi un conținut de până la 25%vol hidrogen, cu condiția asigurării anumitor condiții tehnice. Performanțele motoarelor se vor modifica pe măsură ce conținutul de hidrogen va crește .Pentru orice conținut de hidrogen peste valoarea de 5%vol, este necesară realizarea unei automatizări care presupune reglarea continuă a procesului de ardere în funcție de conținutul de hidrogen din gazul natural respectiv de cifra metanului. De asemenea, planul de mentenanță specific operării pentru gazul natural va trebui actualizat corespunzător și vor fi o serie de costuri suplimentare, cu echipamentele necesare pentru măsurarea H2 și MN, respectiv cu ajustările de software în configurația motorului și serviciile de proiectare și inginerie aferente.. Pentru alimentarea cu gaz natural este prevăzută o stație de comprimare gaz care asigură creșterea presiunii de la 2 bar(g) la o presiune de 9,5...10 bar(g). Stația de comprimare gaz va fi formată dintr-o unitate de comprimare gaz dimensionată pentru alimentarea celor 3 unități CHP. Alimentarea fiecărui motor se va realiza dintr-o bară comună racordată la ieșirea compresorului. Fiecare racord de alimentare la motor va fi dotat cu contor de gaz natural.
- Recuperarea căldurii și răcirea motorului Pentru recuperarea căldurii în scopul utilizării în rețeaua de termoficare SACET, motoarele vor utiliza un circuit format din răcitoarele de aer de combustie din circuitul turbocompresor, răcitorul de ulei, răcitorul de apă motor și răcitorul de gaze de ardere, cuplat la rețeaua de termoficare prin intermediul unui schimbător de căldură separator. Circuitul motor va dispune de un grup de pompare 1F+1R care asigură circulația corespunzătoare a apei, împreună cu vanele de reglaj și senzorii de automatizare necesari. Gazele de ardere vor fi răcite și evacuate la coș sub 120 °C Temperatura apei în circuitul de termoficare al schimbătorului de separație va fi de 95°C pe tur și 65°C pe retur. Motorul va fi capabil să asigure o temperatură maximă pe tur de 110°C în sezonul rece.

Căldura minimă recuperată în apa de termoficare va fi de minim 8,9 MWt.

Auxiliare Vor fi asigurate toate utilitățile și auxiliarele necesare pentru operarea motoarelor.

Unitatea de cogenerare de înaltă eficiență (ansamblul Ucog) este compusă din:

- 1 stație de comprimare gaz natural 2 / 9,5 bar(g)
- 3 unități de cogenerare de înaltă eficiență (MT1, MT2, MT3), cu gaze, H2R, realizate în jurul unui set motor - generator de mare capacitate, inclusiv cu toate auxiliarele necesare operării:
o Sistem de alimentare cu gaz natural
o Sistem de pornire cu aer comprimat
o Sistem de alimentare și filtrare a aerului de combustie
o Sistem de ventilație pentru răcirea și alimentarea cu aer la motor o Sistem de alimentare cu apă de adaos la circuitul motorului
o Sistem de răcire și recuperare a căldurii din apa motorului
o Sistem de răcire și recuperare a căldurii din gazele de ardere ale motorului
o Sistem de reducere a emisiilor poluante din gazele de ardere ale motorului (NOx și CO)
o Sistem de monitorizare a emisiilor la coș - opțional (se recomandă aparatură portabilă de măsurare a emisiilor)
o Schimbător de căldură pentru transferul căldurii recuperate în circuitul de termoficare SACET
o Sistem de evacuare de urgență a căldurii degajate de intercooler o Sistem de evacuare de urgență a căldurii din apa de răcire a motorului, inclusiv schimbător de căldură și echipamente de automatizare aferente
o Sistem de management al uleiului (rezervoare de ulei proaspăt și uzat, pompe de alimentare/descărcare, filtre, robineți, instrumentație, conducte, armături) o Sistem de detecție a scăpărilor de gaze o Sistem de stingere PSI
o Dulapurile electrice pentru alimentarea consumatorilor, automatizare și control o Structură și platforme pentru mentenanță
o Container de atenuare a zgomotelor produse de motor
o Atenuator de zgomot gaze de ardere
o Coș de fum o Set materiale prima umplere pentru operare în garanție (ulei, uree, altele)
o Pod rulant aferent motorului

Alte instalații: - Set de contoare pentru energie termică, gaz natural, energie electrică - Set de vane, acționări, robineți, instrumente

- Sisteme electrice
- Sistem de automatizare și conducere locală pentru realizarea automată a tuturor funcțiunilor specifice (tablou de control principal, server/stație de lucru, software, modul comunicație la distanță, tablouri locale de control în câmp, instrumente, cabluri de rețea și fibră optică) .

Lucrări și servicii care au fost considerate în cadrul realizării acestui obiect:

- lucrări de construcții și instalații aferente clădirii motoarelor termice, stației de comprimare gaz și coșurilor de fum
- terasamente, rezistență, arhitectură, instalații, procurări materiale (fundații, platforme, clădire industrială, structuri de acces și de susținere, cămine, canale de cabluri, trotuare, instalații de legare la pământ și paratrăsnete la coșuri de fum, prize, iluminat interior și exterior, balizaj coșuri, ventilație, încălzire, climatizare aer, evacuare fum, detecție și semnalizare incendiu, supraveghere video, telecomunicații, spălare cu apă municipală, evacuare ape uzate convențional curate, evacuare ape uzate cu ulei, scurgeri pentru ape meteorice)
- Procurare și montaj conducte și cabluri, inclusiv materiale asociate
- Lucrări de realizare a protecțiilor anti-corozive
- Lucrări de realizare a izolațiilor termice la echipamente și conductele
- Verificări, inspecții, încercări, teste, probe și punere în funcțiune
- Teste de performanță

Obiect 02 - CB : Centrală termo-electrică pe biomasă Unitate CHPBio

În măsura în care noua centrală se bazează preponderent pe căldura cogenerată din gaz natural într-o primă fază de exploatare, pentru îndeplinirea cerinței privind sistemele eficiente de termoficare centralizată este necesar să se utilizeze o instalație de producere a energiei termice din resurse regenerabile astfel încât, prin combinația celor două surse, să se asigure cel puțin 50% din energia termică livrată în SACET (la gardul centralei). Din acest motiv, scenariul propus include și o centrală termo-electrică ce utilizează la bază biomasa lemnoasă, convertită în combustibil gazos și lichid. Configurația tehnică a centralei pe biomasă asigură producția de abur tehnologic necesar pentru degazare, apă caldă pentru termoficare și pentru preîncălzirea apei de adaos. Capacitatea utilă necesară a centralei pe biomasă a fost stabilită la minim 1,8 MWe și minim 5,0 MWt. Randamentul minim garantat al instalației în ansamblu va fi de minim 75%. Centrala pe biomasă (CB) propusă utilizează la bază biomasa lemnoasă, cu o umiditate cuprinsă între 30 și 50%, sub formă de tocătură sau așchii.

Configurația tehnică CB asigură: - o producție de abur tehnologic utilizabil pentru degazarea apei de termoficare / apei de adaos - o producție de apă caldă pentru termoficare și pentru preîncălzirea apei de adaos - o producție de energie electrică utilizabilă pentru compensarea consumului tehnologic intern al noii centrale

Obiect 03 - CAF : Cazane de apă caldă

Pentru asigurarea necesarului de energie termică pentru încălzire și preparare apă caldă de consum în cadrul SACET Arad, preponderent pentru regimul de vârf de sarcină dar și pentru acoperirea consumului mediu, sunt prevăzute 4 (patru) cazane de apă caldă de tip ignitubular, cu funcționare pe combustibil gaz natural, pregătite H2Ready, de capacitate termică egală de 25 MWt, împreună cu toate auxiliarele necesare.

Pentru producerea aburului de degazare a apei de adaos necesară pentru completarea pierderilor din rețeaua de termoficare SACET Arad, este prevăzut un cazan de abur saturat de tip ignitubular, cu funcționare pe combustibil gaz natural, pregătite H2R, cu capacitatea de 6 t/h, împreună cu toate auxiliarele necesare. Cazanul de abur va completa sau înlocui producția de abur realizată de centrala pe biomasă CB (obiectul nr. 2) atunci când este necesar.

Randamentul termic al cazanelor va fi de minim 95%, iar domeniul de reglaj al sarcinii termice a cazanelor de apă caldă va fi între 25 și 100%.Toate cazanele vor fi fabricate de același producător.

Pentru protejarea cazanelor de apă caldă la temperatură scăzută pe intrarea cazanului sub o anumită valoare, este obligatorie adoptarea unei soluții de recirculare a apei pe cazan, cu ajutorul unui grup de două electropompe echipate fiecare cu câte un convertizor de frecvență. Intrările și ieșirile în/din cazane vor fi prevăzute cu vane de secționare. Cazanele vor fi prevăzute cu supape de siguranță la suprapresiune. Fiecare cazan va fi prevăzut cu sisteme de măsură a energiei termice și a gazului natural.

Toate echipamentele termo-energetice menționate împreună cu auxiliarele aferente vor fi instalate într-o clădire tehnologică dedicată. Clădirea va asigura suprafața de explozie conform normelor de utilizare a gazului natural respectiv grilele de aspirație a aerului la cazane. Clădirea va fi dotată cu pod rulant acționat manual de la sol, dimensionat în funcție de piesa cea mai grea pe care trebuie să o ridice / manipuleze / transporte, respectiv în funcție de dimensiunile stabilite.

Obiect 04 - AC : Acumulator de căldură

Stocarea căldurii permite operarea instalației de cogenerare propuse la capacitatea maximă pentru o perioadă de timp determinată, în perioade cu consum de energie termică mai redus, fără a fi necesară modularea permanentă a sarcinii termice. Totodată, se maximizează producția de energie electrică la eficiența maximă posibilă pentru punctul nominal de funcționare. În consecință, decuplarea dintre generarea și cererea de căldură este deosebit de utilă în cazul unei centrale de cogenerare asigurând astfel o funcționare flexibilă și o fiabilitate mai ridicată a acestora.

Obiect 05 - SP : Stație de pompare agent termic

Pentru implementarea unei centrale de cogenerare complete, este necesară realizarea unui sistem nou de pompare a agentului termic care să asigure circulația acestuia prin echipamentele termoenergetice și livrarea în rețeaua SACET.

Obiect 06 - DT : Degazor termic pentru termoficare

Degazarea apei de termoficare vehiculată prin rețeaua termică primară joacă un rol esențial în exploatarea corespunzătoare a SACET pe termen lung. Pentru protejarea rețelelor termice, apa de termoficare trebuie să fie menținută la o anumită calitate, de natură să nu afecteze integritatea fizică a conductelor rețelei prin coroziuni, depuneri, colmatări. Prin urmare, în cadrul configurației noii centrale este prevăzută funcția de sistem degazor care să asigure tratarea necesarului de apă de adaos actual

Obiect 07 - SE : Stație electrică și sistem de control

Pentru evacuarea puterii electrice generate la nivelul noii centrale precum și pentru alimentarea cu energie electrică a consumatorilor aferenți obiectelor descrise anterior, s-a prevăzut o stație electrică (SE) pe nivelul de tensiune 10,5 kV, interconectată corespunzător cu o stație electrică existentă pentru conectare la SEN pe nivelul de tensiune de 110kV, prin intermediul unui transformator ridicător nou 10,5/110 kV, de capacitate minim 50 MVA.

Unitățile de cogenerare cu grup motor-generator vor fi racordate prin intermediul liniei electrice 110 kV și se clasifică în categoria D, indiferent de puterea electrică generată, având în vedere că punctele de racord la rețeaua electrică de interes public sunt situate la nivelul stației electrice 110kV Mureșel. În vederea realizării racordului la stația de conexiune la SEN existentă în afara incintei CETH, este inclusă modernizarea unui ansamblu de celulă 110kV existentă (echipare complet nouă: întreruptor, separatoare, descărcătoare, transformatoare de măsură, izolatoare, cutii de joncțiune, dulapuri de protecție), respectiv va fi realizată linia electrică de racord aferentă; cablurile vor fi instalate pe un traseu combinat, parțial îngropat, parțial prin canal tehnic existent. Celula de 110kV vizată pentru modernizare va fi integrată cu sistemele electrice de înaltă tensiune, sistemele de automatizare / SCADA și circuitele cc/ca de joasă tensiune existente la nivelul stației electrice 110kV Mureșel.

Cele două secțiuni vor fi cuplate la un transformator de putere ridicător de tensiune 10.5/110kV prin cabluri și cutii de conexiune adecvate. Transformatorul ridicător va fi dotat cu dulap de protecție și control și sistem de stingere. Fiecare generator va fi contorizat.

Obiect 08 - SG : Servicii generale , demolări,rețele incintă și racorduri

Pentru realizarea noii centrale, toate obiectele prezentate vor fi interconectate și interfațate corespunzător, în scopul asigurării unei funcționări integrate și eficiente. Toate activitățile de proiectare și execuție vor lua în considerare obiectele și necesitățile acestora de a realiza interconexiunile și racordurile la sistemele externe (utilități, electricitate, gaz natural, apă). Având în vedere că amplasamentul alocat include obiecte de construcții diverse, acestea vor fi desființate sau utilizate corespunzător cu soluțiile tehnice indicate în descrierea obiectelor. Toate cheltuielile pentru demolări, amenajare teren, construcții noi, relocări utilități și realizare conexiuni utilități , precum și montajul noilor utilaje, sunt cuprinse în devizul general al investiției.

Documentația are anexat Studiul geotehnic și Studiul topografic.

2.I ndicatorii tehnico-economici

- Valoarea totală a investiției = 618.660.740,11lei (cu TVA) din care

C+M = 195.334.246,11 lei (cu TVA)

Utilaje și echipamente : 379.663.335,86 lei (cu TVA)

Principalele caracteristici tehnice ale investiției

Unitate de cogenerare: - Număr de unități de cogenerare: 3 buc.

- Număr de motoare / unitate: 1 buc.
- Combustibil: gaz natural
- Capacitate electrică minimă 10,4 MWe. nivel tensiune 10,5 Kv
- Capacitate termică minimă 8,9 MWt
- Temperatură agent termic tur/retur: 90/60 °C
- Randament electric: > 47,5 %
- Randament global: > 88 %
- Nivel de emisie NOx la coș: < 75 mg/Nm3 pentru 15% O2 an.uscată
- Nivel de emisie CO la coș: < 100 mg/Nm3 pentru 15% O2 an.uscată
- Nivel de emisie zgomot: < 65 dB(A) la 10 m de container

Unitate CHPBio - centrală termo-electrică ce utilizează la bază biomasa lemnoasă : 1 buc,

-Capacitatea electrică minimă 1,8 Mwe

- Capacitate termică minimă 5,0 MWt.

-Randamentul minim garantat al instalației în ansamblu va fi de minim 75%.

Cazane de apă caldă CAF , ignitubulare, 4buc. X 25 MWt, Sarcină nominală totală de 100 MWt.

Funcționare pe gaz natural.

Randamentul cazanelor va fi de minim 95,0%.

Racordate la un coș de fum cu sistem de monitorizare continuă a emisiilor la coș.

a) NOx : < 100 mg/Nm3 %.,Posibilitatea de echipare cu “H2-Ready”, va asigura limitarea emisiilor de NOx.
b) CO : < 100 mg/Nm3
c) SO2 : < 35 mg/Nm3
d) PM : < 5 mg/Nm3

Indicatori obligatorii, realizați la nivel de proiect, în primul an de operare:

ID	Indicator	UM	Valoare
I.1	Reducerea gazelor cu efect de seră -scădere anuală estimată a gazelor cu efect de seră	Echivalent tone de CO2	42.870
I.2	Capacitate instalată în cogenerare de înaltă eficiență, pe gaz, flexibilă	MW	31,2
I.3	Economii în consumul anual de energie primară	MWh/an	176.248

- Durata de realizare investiției = 28 luni,
- Finanțarea investiției Finanțarea obiectivului de investiție se va realiza din fonduri ale bugetului general și din Programul Național de Redresare și Reziliență, Pilonul I. Tranziția verde- Componenta 6 Energie, Investiția 3 și alte surse atrase în condițiile legii.

3.Conținutul documentației:

Documentația supusă spre avizare respectă cerințele conform :

- HGR 907/2016 privind etapele de elaborare și conținutul - cadru al documentațiilor tehnico-economice aferente obiectivelor/proiectelor de investiții finanțate din fonduri publice;
- Legea 273/2006 privind finanțale publice locale, cu modificările și completările ulterioare;
- Ghidul de finanțare pentru Programul PNRR - Pilonul I. Tranziția verde - Componenta 6 Energie).

Față de cele de mai sus,

PROPUNEM,

Adoptarea unei hotărâri pentru aprobarea documentației tehnico-economice și a indicatorilor tehnico-economici ai obiectivului de investiție SF - ” Sursa de producere energie termică și electrică prin cogenerare de înaltă eficiență”.

DIRECTOR EXECUTIV, ȘEF SERVICIU,

Xxxxxxx Xxxxx Giurgiu Lucia

VIZAT JURIDIC,

Xxxxxxx Xxxxx

MUNICIPIUL ARAD

APROBAT PRIMAR

CONSILIUL TEHNICO-ECONOMIC

Nr. 68202 / 02.09.2022

AVIZ Nr. 15 / 02.09.2022

Consiliul Tehnico Economic al Primăriei Municipiului Arad, numit prin Dispoziția Primarului nr. 1264/03.06.2021, întrunit în ședința din data de 02.09.2022 ora 13⁰⁰ a analizat conform HGR 907/2016 privind aprobarea conținutului cadru al documentației tehnico-economice aferente investițiilor publice, precum și a structurii și metodologiei de elaborare a devizului general pentru obiective de investiții și lucrări de intervenții.

Ca urmare a analizei documentației și a Referatului de Specialitate nr. 68201/02.09.2022 al Serviciului Investiții anexat, care face parte integrantă prin prezentul aviz,

CONSILIUL TEHNICO ECONOMIC, AVIZEAZĂ FAVORABIL

Denumirea obiectivului de investiții : ” Sursa de producere energie termică și electrică prin cogenerare de înaltă eficiență”

Faza: SF

Ordonator de credite, beneficiar: Municipiul Arad

Valoarea totală a investiției: 618.660.740,11 lei (cu TVA)

Finanțare: Bugetul general al Municipiului Arad și alte surse atrase in condițiile legii.

Președinte CTE Xxxx Xxxxxx

Director Executiv, Direcția Tehnică- Vicepreședinte	Xxxxxxx Xxxxx
Director Executiv - Serviciul Dezvoltare Urbana si Protejare Monumente - membru	Xxxxxxxxx Xxxxxx
Șef Serviciu - Serviciul Investiții -membru	Giurgiu Lucia
Șef Serviciu - Serviciul Juridic, Contencios -membru	Xxxxxxx Xxxxx
Șef Serviciu - Serviciul Autorizări Construcții -Direcția Arhitect Șef- membru	Xxxxx Xxxxxx
Șef Serviciu - Serviciul Financiar Contabilitate -Direcția Economică-membru	Xxxx Xxxxxx
Director executiv - Direcția Patrimoniu-membru	Xxxxxxxxxxx Xxxxxx

Întocmit

Secretariat CTE

Xxxxxxxx Xxxxx

Xxxxxxx Xxxxxx

STUDIU DE FEZABILITATE

- (Volum 1)-

Proiect,

”Sursa de producere energie termica si electrica prin cogenerare de înalta eficienta”

Implementare proiect Ia sursă CETH Arad

ROZ / 01.09.2022

Beneficiar:

UAT Municipiul Arad

Beneficiar final/ Operator

S.C. „Centrala Electrică de Termoficare Hidrocarburi S.A.“

Elaborator:

Proarcor SRL

Contract:

26D/ 17.08.2022

Prezentul Studiu de Fezabilitate a fost elaborat în conformitate cu H G nr. 907 2016 cu modificările

COD DOCUMENT: MA-P2-SACET-SF2-2022 --

1 LISTĂ DE SEMNĂTURI

Proiectant general:

SC PROARCOR SRL

Proiectat:

ing. ec. energetician Xxxxx Xxx Xxxxxxx

Expert tehnic termoficare

ing. Xxxxxx Xxxx

Expert tehnic instalații termice

ing. Xxxxxx Xxxx

Coordonator de proiect, Instalații termice

ing. Xxxxxx Xxxxxxx

Proiectant, Inginerie civilă

ec. Ala Baltag

Expert economico-financiar/q^

Verificat si aprobat:

ing. ec. energetician Xxxxx Xxx Xxxxxxx

2 Nota explicativă

Prezenta documenție reprezintă VOLUMUL 1 a documentației tehnice predate în cadrul contractului de prestări servicii nr. 26D din 17.08.2022: Servicii de elaborare studiu de fezabilitate (SF) pentru proiectul de investiții:

„ Sursă de producere energie termică și electrică prin cogenerare de înaltă eficiență”

Volumul 1: Studiu de fezabilitate (Piese scrise, piese desenate și anexe)

Volumul 2 : Analiza cost beneficiu ( Capitol 9 Studiu de fezabilitate),

Cuprins din 2 documente distincte:

Volum 2.1- Memoriu justificativ

Volum 2.2- Anexe

CONSULTING

3 Cuprins general

I LISTĂ DE SEMNĂTURI

2 Notă explicativă

3 Cuprins general..............................

4 Cuprins Tabele..................................................................................................

5 Cuprins Figuri..................................

6 Termeni și abrevieri

7 Un ități de măsură

A. PIESE SCRISE

1 INFORMAȚII GENERALE PRIVIND OBIECTIVUL DE INVESTIȚII

l. 1 Denumirea obiectivului de investiții..........................................................................

1.2 Ordonator principal de credite/investitor

1.3 Ordonator de credite (secundar/terțiar).................................................................

1.3.1 Beneficiarul investiției .................................................................

1.3.2 Beneficiarul final / Operatorul

1.4 Elaboratorul studiului de fezabilitate

2 SITUAȚIA EXISTENTĂ ȘI NECESITATEA REALIZĂRII OBIECTIVULUI /

PROIECTULUI DE INVESTIȚII

2.1 Concluziile studiului de prefezabilitate.......

2.2 Sinteza „ Strategia de Alimentare cu Energie Termică a Municipiului Arad 2020-2030” .21

2.3 Prezentarea contextului: politici, strategii, legislație, acorduri relevante, structuri instituționale și financiare............................. .....28

2.4 Analiza situației existente și identificarea deficiențelor......

2.5 Analiza cererii de bunuri și servicii, inclusiv prognoze pe termen mediu și lung privind evoluția cererii, în scopul justificării necesității obiectivului de investiții

2.5.1 Obiective preconizate a fi atinse prin realizarea investiției publice............

3 Prezentarea scenariilor tehnico-economice propuse

3.0 Scenariile și configurațiile tehnice fezabile prezentat............„

3.0.1 Soluția A

3.0.2 Soluția Bl și B2

3.1 Particularități ale amplasamentului:

3.2 Descrierea din punct de vedere tehnic, constructiv, funcțional-arhitectural și tehnologic:.69

3.2.1 Scenarii și configurații tehnice fezabile identificate și prezentate..................

3.2.2 Justificarea alegerii scenariilor și a opțiunilor în cadrul scenariilor:

3.4 Studii de specialitate, în funcție de categoria și clasa de importanță a construcțiilor, după caz: 117

3.5 Grafice orientative de realizare a investiției...................................................................

4 ANALIZA FIECĂRUI SCENARIU TEHNICO-ECONOMIC PROPUS

4.1 Prezentarea cadrului de analiză, inclusiv specificarea perioadei de referință și prezentarea scenariului de referință

4.2 Analiza vulnerabilităților cauzate de factori de risc, antropici și naturali, inclusiv de schimbări climatice, ce pot afecta investiția................

4.3 Situația utilităților și analiza de consum:

4.4 Sustenabilitatea realizării obiectivului de investiții;

4.5 Analiza cererii de bunuri și servicii, care justifică dimensionarea obiectivului de investiții 122

4.6 Analiza financiară, inclusiv calcularea indicatorilor de performanță financiară: fluxul

cumulat, valoarea actualizată netă, rata internă de rentabilitate; sustenabilitatea financiară

4.7 Analiza economică, inclusiv calcularea indicatorilor de performanță economică: valoarea actualizată netă, rata internă de rentabilitate și raportul cost-benefîciu sau, după caz, analiza cost-eficacitate

4.8 Analiza de senzitivitate......................................

4.9 Analiza de riscuri, măsuri de prevenire/diminuare a riscurilor

4.9.1 Analiza de risc financiară

4.9.2 Analiza de risc economică: Generalități

5 SCENARIUL TEHNICO-ECONOMIC OPTIM, RECOMANDAT

5.1 Comparația scenariilor/opțiunilor propuse, din punct de vedere tehnic, economic, financiar, al sustenabilității și riscurilor........

5.2 Selectarea și justificarea scenariului optim recomandat..............

5.3 Descrierea scenariului optim recomandat...................

5.3 .0. Preambul. Informații generale ....

5.3.1 Obiect 1 - MT : Instalație de cogenerare de înaltă eficiență cu motoare pe gaz

5.3.2 Obiect 2 - CB : Centrală termo-electrică pe biomasă

5.3.3 Obiect 3 — CA : Instalație de producere a energiei termice cu cazane pe gaz

5.3.4 Obiect 4 — AC : Acumulator de căldură

5.3.5 Obiect 5-SP : Stație de pompare agent termic

5.3.6 Obiect 6-DT : Degazor termic pentru apa de termofîcare............

5.3.7 Obiect 7 - SE : Stație electrică și sistem de control distribuit

5.3.8 Obiect 8 - SG : Servicii generale, demolări, rețele în incintă și racorduri

5.4 Principalii indicatori tehnico-economici aferenți obiectivului de investiții:
5.5 Prezentarea modului în care se asigură conformarea cu reglementările specifice funcțiunii preconizate din punctul de vedere al asigurării tutur construcției, conform gradului de detaliere al propunerilor
5.6 Nominalizarea surselor de finanțare a investiției publice, ca urmare a analizei financiare și economice: fonduri proprii, credite bancare, alocații de la bugetul de stat/bugetul local, credite externe garantate sau contractate de stat, fonduri externe nerambursabile, alte surse legal constituite

203

6 URBANISM, ACORDURI ȘI AVIZE CONFORME

6.1 Certificatul de urbanism emis în vederea obținerii autorizației de construire .............205

6.2 Extras de carte funciară, cu excepția cazurilor speciale, expres prevăzute de lege

6.3 Actul administrativ al autorității competente pentru protecția mediului, măsuri de diminuare a impactului, măsuri de compensare, modalitatea de integrare a prevederilor acordului de mediu în documentația tehnico-economică...................

6.4 Avize conforme privind asigurarea utilităților.............................

6.5 Studiu topografic, vizat de către Oficiul de Cadastru și Publicitate Imobiliară

6.6 Avize, acorduri și studii specifice, după caz, în funcție de specificul obiectivului de investiții

și care pot condiționa soluțiile tehnice..................................

7 IMPLEMENTAREA INVESTIȚIEI

7.1 Informații despre entitatea responsabilă cu implementarea investiției

7.2 Strategia de implementare, cuprinzând: durata de implementare a obiectivului de investiții (în luni calendaristice), durata de execuție, graficul de implementare a investiției, eșalonarea investiției pe ani, resurse necesare

7.3 Strategia de exploatare/operare și întreținere: etape, metode și resurse necesare

7.4 Recomandări privind asigurarea capacității manageriale și instituționale

8 Concluzii și recomandări

8.1 Folosirea maximă a potențialului de cogenerare la nivelul SACET Arad

8.2 Dezvoltarea proiectului conform Scenariului S2.„.

8.3 Dezvoltarea proiectului.................................... ......210

8.4 Strategie

8.5 Anexa debranșări / rebranșări............................................................................................212

8.6 Recomandarea consultantului............................................................................................212

8.7 Sistemul de identificare a elementelor (SIE)....................................................................214

8.8 Programe de mentenanță........

8.9 Curba de reglaj temperatură tur/retur pentru rețeaua de termoficare...................

8.10 Criterii de atribuire.................

8.11 Recomandări privind respectare prevederilor legislative privind SPAET și eficiența

energetică....

4 Cuprins Tabele

Tabel 1, Investiții propuse în strategia de termoficare

Tabel 2. Evoluția energiei termice necesară pentru SACET ARAD - conform Strategiei

termoficare

Tabel 3. Situația economică a CETH

Tabel 4. Situație SACET Arad 2020

Tabel 5. Proiecția anuala pe orizontul strategic de timp privind evoluția necesarului local

încălzire, acc și răcire

Tabel 6. Estimarea cererii la nivelul municipiului Arad

Tabel 7. Tabel Cererea de energie la nivelul municipiului Arad estimată raportat la un grad

branșare de 100%...............................................................................................................................45

Tabel 8. Estimarea evoluție necesarului de energie termica pe o perioadă de 20 ani....................46

Tabel 9. Soluții fezabile identificate..................................................................................

Tabel 10. Exemplu Performanțe motor 10,4 MWe + 8,9MWt be baza unei simulări făcute de producător 56

Tabel 11. Factorii de care depinde riscul geotehnic ...

Tabel 12. Scenarii și configurații tehnice fezabile identificate și prezentate

Tabel 13. Necesar gaz CHP motare scenariu 1

Tabel 14. Consum gaz CHP Motoare Scenariu 2

Tabel 15. Analiza SWOT Motor cu combustie versus Turbină cu gaz

Tabel 16. Datele tehnice comparative pentru selecție scenariu (1)

Tabel 17. Datele tehnice comparative pentru selecție scenariu (2)

Tabel 18. Date operare scenarii S1 si S2

Tabel 19. Criterii de eficienta pentru cogenerare.........................................

Tabel 20. Date economice pentru scenarii identificat................................................

Tabel 21. Comparativ principalii indicatori calitativi si cantitativi SI versus S2 sunt prezentati

sintetic mai jos :...................................

Tabel 22. Costuri investiție scenarii SI și S2..........

Tabel 23. Costurile de investiti pe obiecte pentru cele doua scenarii fezabile analizate

Centralizatorul pe capitole pentru SI si S2 este redat mai jos :

.................................................................... ...Fehler! Textmarke nicht definiert.

Tabel 24. Centralizator deviz general......

Tabel 25.

Tabel 26.

Tabel 27.

Tabel 28.

Valoarea de investiție pentru opțiunea optimă

Date economice pentru scenariile analizate

Graficul de realizare a sursei de producție cu cogenerare de înaltă efkienți^..

Cererea de energie finală pe sectoare de activitate în 2017 și 203<TW£X77?^2fc.2^19

Tabel 29. Consumul de energie pe m2 în clădiri (în 2009, climat normal) —.....................

Tabel 30. Matricea de management a riscurilor.................................................................

Tabel 31. Datele comparative de analiză pentru scenariile selectate

Tabel 32. Criterii de înaltă eficiență a cogenerării

Tabel 33. O comparație directa cu date actuale ( prețuri Bursa EEX din 24.02.2022 )

Tabel 34. Obiecte principale scenariu S2

Tabel 35. Indicatori maximali.................. ....193

Tabel 36. Indicatori minimali

Tabel 37. Indicatori energietici comparativi

Tabel 38. Indicatori emisii.............................................................. ......194

Tabel 39. Indicatori de eficiență

Tabel 40. Indicatori de eficiență/ energetic - comparativ.....................................................

Tabel 41. Indicatori financiari

Tabel 42. Indicatori economici

Tabel 43. Principalele parametrii utilizati în analiza financiară

Tabel 44. Rezultatele analizei financiar

Tabel 45. Rezultatele analizei financiare

Tabel 46. Beneficii și costuri economice

Tabel 47. Principalii indicatori ai analizei economice

Tabel 48. Durata estimată de execuție și de recuperare a investiției

Tabel 49. Eficiența investiției

Tabel 50. Economia de energie și reducerea de emisii GES

Tabel 51. Finanțare posibila prin PNRR

Tabel 52. Exemplu sistem de identificare alfa-numeric.............

Tabel 53. Variații temp. Tur/ returi termoficare funcție de temp. exterioara..................

Tabel 54. Deviz general scenariu recomandat.................

Tabel 55. Comparație scenarii

Tabel 56. Indicatori de emisii..........

Tabel 57. Indicatori de eficiență Scenariu 2...........

Tabel 58. Evoluția pierderilor de energie termica in perioada analizata

Tabel 59. Evoluția consumului mediu lunar de energie termica si producția de energie pentru

primul an de operare

Tabel 60. Indicatorii obligatorii de proiect:

Tabel 61. Indicatorii fizici

Tabel 62. Contribuția proiectului la obiectivele PNRR, măsura de

Tabel 63. Economia energie primara..............................................

Tabel 64. Indicatori financiari.........................................................

Tabel 65. Praguri emisii PNRR

Calculul randamentului de mai jos este pentru primul an de operare redat sintetic mai jos in tabelul 65 ( anexa 38 ) . Randamentul pentru sursele de energie termica este de 91,24 % iar randamentul

global este de 90,16 % :

Tabel 66. Randament sursa ...

5 Cuprins Figuri

Figura 1. PROGNOZA 2024 - curba de sarcina clasata conform strategie de termoficare

Figura 2. PROGNOZA 2027 - curba de sarcina clasata conform strategie de termoficare

Figura 3. Schema simplificată CETH - varianta propusă prin strategia de termoficare

Figura 4. Schemă de evaluare

Figura 5. Rețeaua de termoficare de transport SACET Arad

Figura 6. Număr de locunțe debranșate de la SACET 2021

Figura 7. Situație consumatori SACET ARAD.............................................................

Figura 8. Schemă generală de principiu CHP cu motor termic.......................................................54

Figura 9. Exemplu Schemă ansamblu motor 10,4 MWe + 8,9MWt be baza unei simulări făcute de producător...................... ....56

Figura 10.
Figura 11.
Figura 12.
Figura 13.
Figura 14.
Figura 15.
Figura 16.
Figura 17.
Figura 18.
Figura 19.
Figura 20.
Figura 21.
Figura 22.
Figura 23.
Figura 24.
Figura 25.
Figura 26.
Figura 27.
Figura 28.
Figura 29.
Figura 30.
Figura 31.
Figura 32.
Figura 33.

Județul Arad

Plan amplasament propus

Nr. cadastral 307811 — 9470 mp.......

Nr. cadastral 307809 - 9522 mp..................................................................................60

Nr. cadastral 359603 - 1700 mp

Harta zone seismice 1

Harta zone seismice 2

Prognoza curba de sarcina clasată -după sarcinina medie lunară- SI - 2024

Prognoza curba de sarcina clasată -după sarcinina medie lunară- SI - 2025

Prognoza curba de sarcina clasată -după sarcinina medie lunară- SI - 2026

Prognoza curba de sarcina clasată -după sarcinina medie lunară- SI - 2027

Prognoza curba de sarcina clasată -după sarcinina medie lunară- S1 - 2028

Prognoza curba de sarcina clasată -după sarcinina medie lunară- SI - 2029-2041 ....83

Prognoza curba de sarcina clasată -după sarcinina medie lunară- S2 - 2024

Prognoza curba de sarcina clasată -după sarcinina medie lunară- S2 - 2025

Prognoza curba de sarcina clasată -după sarcinina medie lunară- S2 - 2026

Prognoza curba de sarcina clasată-după sarcinina medie lunară- S2 - 2027

Prognoza curba de sarcina clasată-după sarcinina medie lunară- S2 - 2028

Prognoza curba de sarcina clasată -după sarcinina medie lunară- S2 - 2029-2041 ..100

Plan amplasament propus..............

Schema funcțională Motore Termice

Schema de proces CB

Schema simplificată de proces CA pentru cazanele de apă caldă și auxiliarele principale 161

Schema simplificată de proces CA pentru cazanele de 162

Figura 34. Schemă de proces sistem de tratare chimică apă

Figura 35. Schema de proces acumulatore de căldură

Figura 36. Schema de proces SP.............................................................................................

Figura 37. Schema de proces DT

Figura 38. Schema electrică simplificată..............................................................................

Figura 39. Curba de reglaj actual

Figura 40. Curba de reglaj propus ........

Figura 41. Raport enerigie termică produsă pentru termoficare - surse

Informații privind confidențialitatea

Drepturi de autor : -

Reguli de publicare a documentului : -

6 Termeni si abrevieri

AC / AKU	ACUMULATOR DE CĂLDURĂ / HEAT ACCUMULATOR
TG/GT	TURBINĂ PE GAZ / GAS TURBINE
CR/HRB	CAZAN RECUPERATOR DE CĂLDURĂ / HEAT RECOVERY BOILER
CRAB/HRSG	CAZAN RECUPERATOR DE CĂLDURĂ CU ABUR / HEAT RECOVERY STEAM GENERATOR
CHP	PRODUCERE COMBINATĂ DE CĂLDURĂ Șl PUTERE / COMBINED HEAT & POWER
CV	CERTIFICAT VERDE (PENTRU 1 MWe PRODUS DIN ENERGIE REGENERABILĂ)
CCGT	CICLU COMBINAT CU TURBINA CU GAZE / COMBINED CYCLE GAS TURBINE
DH	ÎNCĂLZIRE CENTRALIZATĂ / DISTRICT HEATING
DHW	APĂ CALDĂ MENAJERĂ / DOMESTIC HOT WATER
GES/GHG	GAZE CU EFECT DE SERĂ / GREENHOUSE GASES
IRR	INTERNAL RATE OF RETURN / RATĂ INTERNĂ A PROFITULUI
R& M	REPAIR & MAINTANANCE / REPARAȚII Șl MENTENANȚÂ
SACET	SISTEM DE ALIMENTARE CENTRALIZATĂ CU ENERGIE TERMICĂ
ANRE	AGENȚIA NAȚIONALĂ DE REGLEMENTARE ÎN DOMENIUL ENERGIEI
ANRSC	AGENȚIA NAȚIONALĂ DE REGLEMENTARE PENTRU SERVICIILE COMUNITARE DE UTILITATI PUBLICE
PLR	PREȚUL LOCAL DE REFERINȚĂ / PRICE LOCAL REFERENCE
ACC	APĂ CALDĂ DE CONSUM

APM	AGENȚIA DE PROTECȚIE A MEDIULUI
SEN	SISTEMUL ENERGETIC NAȚIONAL
STCA	STAȚIE DE TRATARE CHIMICĂ A APEI
SE	STAȚIE ELECTRICĂ
Ucog = CHP UfCog = CA CHPbio = BCHP	UNITATE / INSTALAȚIE DE COGENERARE DE ÎNALTĂ EFICIENȚĂ UNITATE DE PRODUCȚIE ENERGIE TERMICĂ FĂRĂ COGENERARE (CU CAZANE) UNITATE / INSTALAȚIE DE COGENERARE CU BIOMASÂ LEMNOASĂ
CB	CENTRALĂ TERMO-ELECTRICĂ PE BIOMASÂ
CAF	CAZAN DE APĂ FIERBINTE
CAS	CAZAN DE ABUR SATURAT
BE	BLOC ENERGETIC
GN	GAZ NATURAL
H2 "READY”	PREGĂTIT PENTRU UTILIZAREA HIDROGENULUI
SP	STAȚIE DE POMPARE
DT/DEG	DEGAZOR TERMIC
CLM	CONSILIUL LOCAL AL MUNICIPIULUI
SF	STUDIU DE FEZABILITATE
UM	UNITATE DE MĂSURĂ

STUDIU DE FEZABILITATE Sursă de producere a energiei termice ți electrice prin cogenerare de înaltă eficientă Implementare proiect la sursă CETH Arad		4 9® PROARCOR CONSULTING
7 Unități de măsură
“C	Grad Celsius	UM pentru temperatură
bar(g)	Bar (relativ)	UM pentru presiunea relativă
bar(a)	Bar (absolut)	UM pentru presiunea absolută
Gcal	Gigacalorie, 1 Gcal = 1,163 MWh	UM pentru energie
MWh	MegaWatt-oră	UM pentru energie
kW	kilowatt, 1 kW= 1.000 W	UM pentru putere
MW	MegaWatt, 1 MW = 1.000 kW	UM pentru putere
MWe	MegaWatt electric	UM pentru putere electrică
MWm	MegaWatt mecanic	UM pentru putere mecanică
MWt	MegaWatt termic	UM pentru putere termică / căldură
MWf	MegaWatt combustibil	UM pentru putere termică de combustie
h	Oră	UM pentru timp
s	Secundă	UM pentru timp
rpm	Rotatii pe minut	UM pentru turație
kg/h	Kilogram pe oră	UM pentru debit masic
t/h	Tone pe oră	UM pentru debit masic
l/h	Litri pe oră	UM pentru debit volumetric
m3/h	Metri cubi pe oră	UM pentru debit volumetric
m2	Metri pătrafi	UM pentru suprafață
m3	Metri cubi	UM pentru volum

A. PIESE SCRISE

1 INFORMAȚII GENERALE PRIVIND OBIECTIVUL DE INVESTIȚII
- 1.1 Denumirea obiectivului de investiții

Sursa de producere energie termica si electrica prin cogenerare de înalta eficientă

1.2 Ordonator principal de credite/investitor

UAT Municipiul Arad

Adresa: Bd. Revoluției nr. 75, Arad, RO 310130

Tel: +40 257 281850, Fax: +40 257 284744, E-mail: primarie@,primariaarad.ro

CUI: 3519925

1.3 Ordonator de credite (secundar/terțiar)
- 1.3.1 Beneficiarul investiției

UAT Municipiul Arad

1.3.2 Beneficiarul final / Operatorul

S.C. „Centrala Electrică de Termoficare Hidrocarburi S.A.‘^l

Adresa: Bd. luliu Maniu nr. 65-71, Arad

Tel: +40 257 307766. Fax: +40 257 270407

CUI: RO 26176052

1.4 Elaboratorul studiului de fezabilitate

SC Proarcor SRL. cu sediul în Cluj-Napoca. str. Fabricii, nr. 2, Ap.xx, pe baza contractului nr. 26D/17.08.2022

S© PROARCOR

CONSULTING

2 SITUAȚIA EXISTENTĂ gl NECESITATEA REALIZĂRII

OBIECTIVULUI / PROIECTULUI DE INVESTIȚII

2.1 Concluziile studiului de prefezabilitate

Beneficiarul nu a efectuat un studiu de prefezabilitate.

Investițiile analizate în prezentul studiu de fezabilitate se bazează pe scenariile de dezvoltare identificate în "Strategia de Alimentare cu Energie Termică a Municipiului Arad 2020-2030" și de asemenea pe tema de proiectare și nota conceptuală elaborate de beneficiarul proiectului.

Propunere de structura

Primăria Arad dorește construirea unei surse noi de energie termică în cadrul SACET Arad, care să înlocuiască sursa existentă aflată în operarea CET Hidrocarburi (CETH), cu respectarea ultimelor standarde și reglementări în materie de eficiență energetică, protecția mediului și schimbări climatice. Sursa existentă la CETH, formată din două cazane de apă fierbinte CAF4 și CAF5 (2 x 116 MWt) operaționale cu număr de ore de operare limitat, două cazane de abur CAE 6 și CAE 7 (75 t/h + 90 t/h, 34 bar, 450°C) operaționale în rezervă neutilizate din 2018, respectiv o turbină de abur TAI (12 MWe) în conservare din 2010, nu mai poate fi utilizată de la momentul când expiră avizul de funcționare pentru numărul de ore limită permise, moment preconizat să apară în perioada 2022-2023. Din acest motiv, este o prioritate strategică pentru Municipiul Arad construirea acestei surse noi. Această sursă va fi dezvoltată pe un amplasament alocat special pentru acest proiect, în incinta CETH. Din considerente de continuitate a serviciului public de încălzire și furnizare apă caldă, noul proiect va presupune păstrarea funcțională a capacităților de producere a energiei termice astfel încât acestea să poată fi retrase definitiv din exploatare doar după finalizarea și punerea în funcțiune a noilor capacități.

în prima etapă de dezvoltare sunt prevăzute instalații de producție a energiei electrice și termice cu tehnică de ultimă generație cu capacitatea termică totală de cca. 130 MW destinate să asigure necesarul de căldură al SACET-ului.

Noua sursă este compusă din următoarele elemente: Etapa 1 de dezvoltare (tratată în prezentul studiu de fezabilitate)

Instalație de producție a energiei electrice și termice în cogenerare de înaltă eficiență cu motoare termice pe gaz, de ultimă generație, cu capacitatea electrică nominală de cca. 31,2 MWe și capacitatea termică nominală de cca. 27 MWt sub formă de apă caldă / fierbinte, denumită în continuare Ucog (abrevieri echivalente: CHP, MT)

Instalație de producție a energiei termice cu funcționare bazată pe gazeificarea biomasei, inclusiv cogenerarea energiei electrice, cu o capacitate electrică nominală de cca. 1,8 MWe și o capacitate termică nominală de cca. 5 MWt sub formă de abur saturat și apă caldă, denumită în continuare Ucog.bio (abrevieri echivalente: CB, CTEB, B-CHP, SG-CHP) Toate echipamentele și instalațiile auxiliare pentru realizarea respectiv:

Instalație de producție a energiei termice cu cazane pe gaz, de ultimă generație, cu capacitatea termică nominală de 100 MWt sub formă de apă caldă, la care se adaugă 3,7 MWt sub formă de abur tehnologic pentru degazare (6 t/h), denumită în continuare Ufcog (abrevieri echivalente: CAF, CA), necesară pentru completarea energiei termice produse în cogenerare în sezonul rece și regimurile de vârf, respectiv pentru asigurarea continuității serviciului public atunci când instalația de cogenerare devine indisponibilă.

- Stație de pompare agent termic controlată cu convertizoare de frecvență
- Degazor termic pentru prepararea apei de adaos necesară în rețeaua de termoficare
- Acumulator de căldură pentru optimizarea funcționării instalației de cogenerare MT

Pe lângă folosirea unei părți din infrastructura existentă în incinta CETH (stație de tratare chimică a apei, degazor apă de termoficare, pompe de apă de adaos, stații electrice 6/0,4 kV, stație și rețea de apă pentru PSI, conducte tur/retur pentru apa de termoficare, conductă de alimentare cu gaz), vor fi prevăzute toate lucrările de construcție și montaj necesare, inclusiv realizarea racordurilor de alimentare cu gaz natural, apa, energie electrica respectiv a racordurilor de livrare a agentului termic și energiei electrice.

Etapa 2 de dezvoltare (nu face obiectul prezentului studiu) prevede continuarea procesului de eficientizare prin:

folosirea energiei electrice și termice solare și a energiei geotermale

folosirea hidrogenului verde în amestec cu gazul natural

- dezvoltarea unui ciclu combinat Ucog CC inclusiv utilizarea cu hidrogen verde

Obiectivele vizate de investiție sunt:

înlocuirea în cel mai scurt timp posibil a capacităților actuale de producție de energie termică din cadrul sursei existente CETH cu o sursă nouă, flexibilă, eficientă și prietenoasă cu mediul; Transformarea SACET Arad într-un sistem modern, sustenabil, cu eficiență energetică ridicată;

Asigurarea capacității de producere a energiei termice pe tot parcursul anului, pentru o durată de viață a agregatelor de minim 15-20 ani, cu satisfacerea necesităților de încălzire centralizată a municipiului Arad conform evoluției cererii de energie termică preconizată a fi produsă pentru SACET;

- Conformarea noilor instalații de producere a energiei cu cerințele impuse de legislația națională și europeană în domeniul protecției mediului și schimbărilor climatice;

Obținerea unei eficiențe globale înalte, asigurând astfel sustenabilitatea serviciului de termoficare;

Flexibilitate ridicată a noilor unități de producție astfel încât acestea să se poată adapta cu ușurința la variațiile de sarcină termică previzibile;

Creșterea gradului de digitalizare cu scopul unei exploatări autonome și cu cheltuieli minime, ca rezultat al controlului îmbunătățit al mentenanței predictive.

Etapa 1 de dezvoltare (tratată în prezentul studiu de fezabilitate)

Instalație de producție a energiei electrice și termice în cogenerare de^îirajEk'trKiență cu motoare termice pe gaz, de ultimă generație, cu capacitatea electricyfwj^fLaIă~d^c^

MWe și capacitatea termică nominală de cca. 27 MWt sub formă de apă caldă / fierbinte, denumită în continuare Ucog (abrevieri echivalente: CHP, MT)

- Toate echipamentele și instalațiile auxiliare pentru realizarea instalațiilor de cogenerare. respectiv:

Instalație de producție a energiei termice cu cazane pe gaz, de ultimă generație, cu capacitatea termică nominală de 100 MWt sub formă de apă caldă, la care se adaugă 4,5 MWt sub formă de abur tehnologic pentru degazare (6 t/h), denumită în continuare Ufcog (abrevieri echivalente: CAF, CA), necesară pentru completarea energiei termice produse în cogenerare în sezonul rece și regimurile de vârf, respectiv pentru asigurarea continuității serviciului public atunci când instalația de cogenerare devine indisponibilă.

- Stație de pompare agent termic controlată cu convertizoare de frecvență

Degazor termic pentru prepararea apei de adaos necesară în rețeaua de termoficare

- Acumulator de căldură pentru optimizarea funcționării instalației de cogenerare MT Pe lângă folosirea unei părți din infrastructura existentă în incinta CETH (stație de tratare chimică a apei, degazor apă de termoficare, pompe de apă de adaos, stații electrice 6/0,4 kV, stație și rețea de apă pentru PSI, conducte tur/retur pentru apa de termoficare, conductă de alimentare cu gaz), vor fi prevăzute toate lucrările de construcție și montaj necesare, inclusiv realizarea racordurilor de alimentare cu gaz natural, apă, energie electrică respectiv a racordurilor de livrare a agentului termic și energiei electrice.

Etapa 2 de dezvoltare (nu face obiectul prezentului studiu) prevede continuarea procesului de eficientizare prin:

folosirea energiei electrice și termice solare și a energiei geotermale

folosirea hidrogenului verde în amestec cu gazul natural

- dezvoltarea unui ciclu combinat Ucog CC inclusiv utilizarea cu hidrogen verde

Obiectivele vizate de investiție sunt:

Conformarea noilor instalații de producere a energiei cu cerințele națională și europeană în domeniul protecției mediului și schimbă

Obținerea unei eficiențe globale înalte, asigurând astfel suste termoficare;

- Flexibilitate ridicată a noilor unități de producție astfel încât acestea să se poată adapta cu ușurința Ia variațiile de sarcină termică previzibile;

Creșterea gradului de digitalizare cu scopul unei exploatări autonome și cu cheltuieli minime, ca rezultat al controlului îmbunătățit al mentenanței predictive.

în etapa 2 (nu face obiectul prezentului SF) este prevăzută continuarea procesului de eficientizare prin

folosirea energiei solare și a energiei geotermale

dezvoltarea unui Ciclu combinat Ucog CC inclusiv utilizarea ca și combustibil a hidrogenului verde.

Obiectivele investiției:

Transformarea SACET Arad într-un sistem cu eficiență energetică ridicată

Asigurarea capacității de producție a energiei electrice si termice pe tot parcursul anului, pentru o durata de viață a agregatelor de minim 25 ani, cu satisfacerea necesităților de încălzire centralizata a municipiului Arad conform evoluției cererii de energie termica preconizata a fi produsa pentru SACET.

Conformarea noilor unități de producție cu cerințele impuse de legislația naționala si europeană in domeniul protecției mediului

Obținerea unei eficiențe globale înalte, asigurând astfel sustenabilitatea serviciului de termoficare

- Flexibilitate ridicata a noilor unități de producție astfel încât acestea sa se poată adapta cu ușurința la variațiile de sarcina termica previzibile
- Un grad avansat de digitalizare ce va permite o exploatare autonoma si minimizarea cheltuielilor ca rezultat al mentenanței predictive

In conformitate cu „ Strategia de Alimentare cu Energie Termică a Municipiului Arad 2020-2030” actualizata în anul 2021 in prezentul document de SF s-a ținut cont si de următoarele documente :

Strategia de Alimentare cu Energie Termică a Municipiului Arad 2020-2030 actualizată, aprobată conform HCLM în data de 31.08.2022;

Strategia Integrată de Dezvoltare Urbană a Municipiului Arad pentru perioada 2014- 2030, aprobată prin HCLM 258/2017;

Legea energiei electrice și a gazelor naturale nr. 123/2012, actualizată;

Legea serviciului public de alimentare cu energie termică nr. 325/2006, actualizată;

Ordonanța de Urgență nr. 53/2019 privind aprobarea Programului multianual de finanțare a investițiilor pentru modernizarea, reabilitarea, retehnologizarea si extinderea sau înființarea sistemelor de alimentare centralizata cu energie termica a localităților si pentru modificarea si completarea Legii serviciilor comunitare de utilitati publice nr. 51/2006;

Ordinul 3194/1084/3734/2019 pentru aprobarea Regulamentului privind implementarea Programului Termoficare.

datele furnizate de proprietarul infrastructurii care face obiectul proiectului (Unitatea Administrativ Teritorială Primăria Municipiului Arad), și operatorul infrastructurii (SC CET Arad SA și SC CET Hidrocarburi Arad SA)

Investițiile cuprinse în Planul Național, eligibilitatea investiților cuprinse în Planul National, eligibilitatea investițiilor din Planul National, echilibrul între valoare a cotelor de emisie cu titlu gratuit și valoarea investițiilor, cote non-transfe

Raportul decalajelor emisiilor din noiembrie 2018 elaborat de Programul de Mediu al Națiunilor Unite

“Emissions Gap Report 2018” United Nations Environment Programme November 2018

- Ordinul nr. 3194/1084/3734/2019 pentru aprobarea Regulamentului privind implementarea Programului Termoficare

De asemenea s-a ținut cont in special si de recomandările și instrucțiunile din următoarele documente:

- Manualul CE privind ACE ("Guide to Cost-benefit Analysis of Investment Projects -Economic appraisal tool for Cohesion Policy 2014-2020 ");
- Regulamentul (UE) nr, 207/2015;

Regulamentul (UE) nr. 408/2014;

Ghidul Solicitantului - Dezvoltarea infrastructurii de termoficare - iunie 2016. REGULAMENT din 20 noiembrie 2019 privind implementarea Programului Termoficare ( MONITORUL OFICIAL nr. 988 din 9 decembrie 2019

2.2 Sinteza „ Strategia de Alimentare cu Energie Termică a Municipiului Arad 2020-2030”

Conform prevederilor din „ Strategia de Alimentare cu Energie Termică a Municipiului Arad 2020-2030” in prezentul document de SF s-a ținut cont de următoarele date orientative ;

a. Pentru necesarul de energie termica _ Acoperirea curbei de sarcina _

- Baza curbei de sarcina între 0-20 MWt cu încărcare de 8760 ore/an, reprezintă in principiu necesarul de energie termica pentru asigurarea apei calde de consum , prepararea apei de adaos pentru rețeaua de termoficare, acoperirea pierderilor de energie in rețeaua de termoficare si a necesarului de energie pentru uscarea biomasei
- Restul curbei de sarcina în intervalul 20-110 MWt reprezintă necesarul de energie termica pentru asigurarea căldurii necesare consumatorilor branșați pentru un an cu un consum mediu mediu de energie termica .

- Diferența de sarcină pana la 130 MWt asigura vârful curbei de sarcină pentru cazul temperaturilor foarte scăzute si pentru situațiile de avarie.

b. Producția combinata de energie electrica si termica la un randament global de peste 88% c. Rentabilitatea investiției: se poate obține exclusiv din producția de energie in cogenerare d. Dimensionarea sursei de producție se va efectua asigurând sarcina termica, astfel încât sa se maximizeze numărul de ore de funcționare in cogenerare de înalta eficienta _ cerința esențiala pentru finanțarea prin ajutor de stat _ coroborata cu folosirea optima a resurselor locale de energie regenerabila.

e. Dezvoltarea etapizata presupune dezvoltarea investiției in funcție de importanta obiectelor sj prioritatea acestora

în strategia de termoficare au fost identificate următoarele investiții propuse: Inve propuse în strategia de termoficare :

Suna

2012

202J

2024

2025

CETII Arad	Cofinan-\|are	Capital propriu	Cafinan-țarc	Capital propriu	Corman* țâre	Capital propriu	Cofinanța re	Capital propriu	Cofinan-țare	Capitul propriu
CETII Arad	mii lei cu TVA	mii lei cu TVA	mii lei cu TVA	mii lei cu TVA	mii lei cu TVA	mii Ici cu ra	mii ki cu TVA	mii Ici cu TVA	mii iei cu TVA	mii lei cu TVA
Protetic aciuate
Modernizare instalații de pompare termofîcare primară cu corn, cmzoarc de frecvență (1)	459.00	81.00	0 00	0.00	0.00	0 00	0.00	0,00	0 00	0 00
Modernizare parc de contoare	85,68	15.12	0.00	0,00	0,00	0.00	0,00	0,00	0 00	000
Propuneri strategie reactualizati
LL Unitate de ca generare de înaltă eficiență cu gazeificare de Biomniă 13 MWe (CB)	10 514,54	1 855.51	24 533,93	4 329.52	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0 00
1.2. Bloc energetic 31,2 MWe + Cazane 100 MWt + Acumulator căldură + Utilități (CltPP)	56 951,57	10 050.28	132 886.99	23 450,65	0.00	0,00	0,00	0,00	0.00	0,00
1.3. Conductă de legătură la rețeaua de transport gaz natural Transgaz (CTGN)	3 487.82	615.50	8 138,26	1 436.16	0.00	0,00	0,00	0,00	0,00	0.00
1.4. Unitate de producție energie termică folosind apă geotermală și pompe de căldură (PTG)	0.00	0.00	3 357,17	592.44	5 875,04	1 036.77	7 553,63	l 332.99	0,00	0.00
L5, Unitate de producție energie electrică cu panouri folovoltuice și producție energic termică cu cazan electric (PV1 + CE) (Etapa 1)	0,00	0 00	12 517.31	2.208.94	21 905,30	3 865,64	28 163,95	4 970,11	0.00	000
1.6. Bloc energetic cu ciclu combinat bazat pe combustibil alternativ cu hidrogen verde (CCGT)	0 00	0.00	0 00	0 00	0 00	0,00	0 00	0,00	0.00	0.00
1.7. Unitate de valorificare termică a deșeurilor menajere RDF (WtE)	0.00	0.00	0.00	0 00	0.00	0.00	0,00	0,00	0,00	0,00
1.8. Unitate de producție energie cu panouri fotovoltaice (Etapa 2) și unitate de stocare energic electrică (PV2)	0,00	0,00	0.00	0,00	0,00	0.00	0.00	0,00	0,00	0.00

Tabel 1. Investiții propuse în strategia de lermoficare

Nota: (1) Aceasta măsură de modernizare sau înlocuire va fi prevăzută în cadrul investiției pentru noua sursă de energie SACET Arad.

f. Prioritatea proiectelor:

Proiecte prioritatea 1

1. Unitate de cogenerare de înalta eficienta cu gazeificare de Biomasa 1,8 MWe

Motivare: Investiția este cu prioritatea 1 pentru asigurarea aburului necesar degazării apei de adaos

in rețeaua de termofîcare si pentru a asigura condiția de eficienta energetica _ co regenerabila > 50% _ necesara pentru obținerea cofinanțării

nergie

2. Ucog BE 31,2 MWe + Cazane CAF 100 MWt + Acumulator căldura cca. 8500 mc + Utilități

Motivare: Investiția este cu prioritatea 1 pentru

- asigurarea funcționării sistemului de termoficare centralizată SACET Arad și a continuității serviciului public de alimentare cu energie termică pentru încălzire și furnizare apă caldă de consum, având în vedere lipsa unei surse conforme în materie de emisii poluante și de eficiență energetică începând cu sezonul de încălzire 2022/2023, de la momentul sistării Avizului de funcționare a cazanelor CAF 4 și CAF 5 după atingerea orelor de funcționare maxim admisibile; - asigurarea condiției de eficiență energetică a sistemelor de producere a energiei termice (peste 50% ET livrată către SACET produsă prin cogenerare de înaltă eficiență cu gaz și prin utilizarea resurselor regenerabile — biomasă, restul de sub 50% ET livrată către SACET fiind permis să fie produs cu instalații fără cogenerare cu cazane pe gaz natural), condiție necesară pentru obținerea finanțării;

- asigurarea condițiilor de operare eficientă a echipamentelor termo-energetice, prin realizarea unei stații de pompare noi dimensionată corespunzător pentru necesitățile actuale ale proiectului, controlată cu turație variabilă, respectiv prin realizarea unui acumulator de căldură pentru optimizarea și flexibilizarea operării instalației de cogenerare cu scopul extinderii cotei de producere a ET în cogenerare de înaltă eficiență_ cogenerare + energie regenerabila > 50% _ 3.Conducta de legătura la rețea gaz înaltă presiune SNTGN Transgaz

Motivare : Investiția este cu prioritatea 1 pentru asigurarea producției de energie utila la CETH cu combustibilul gaz natural la un preț optim .

Realizarea investiției presupune construirea unei stații de recepție gaz în amplasamentul alocat proiectului și execuția unui traseu de legătură între o stație Transgaz (de exemplu, SRM Arad 3). măsura fiind condiționată de elaborarea unui studiu de racord prin grija investitorului sau operatorului SACET.

4 .Modernizarea stației de pompare prin utiliarea pompelor de rețea și apă de adaos cu turație variabilă

Motivare : Investiția este cu prioritatea 1 pentru asigurarea producției de energie utila la CETH cu combustibilul gaz natural la un preț optim

Pentru obținerea unui rezultat optim in SACET Arad pe lângă investițiile pentru sursa noua conform strategiei actuala de dezvoltarea SACET _2022_ au o prioritatea 1 si investiții in rețeaua de termoficare si la punctele termice

5 .Retehnologizare conducte rețea primara Etapa 1

Motivare; Investiția este cu prioritatea 1 pentru asigurarea reducerii substanțiale pierderilor de căldura in rețeaua de termoficare ( primar 4-secundar) _ actual pana la 42,3 % !!! _ si atingerea unui nivel acceptabil de pierdere sub 12 % . Prin retehnologizarea prevăzută comparativ cu scenariul de referința ( 430.000 MWh si pierdere de cca. 37 % ) la nivelul anului 2026 pierderile totale de căldura se reduc efectiv cu mai mult de 100.000 MWh .

6 .Retehnologizare PT-uri (inel, cu stații fotovoltaice individuale ) si rețea secundara aferenta de joasa temperatura cu doua fire si mini PT-uri automatizate Etapa 1 Motivare: Investiția este cu prioritatea 1 pentru asigurarea reducerii substanțial căldura in rețeaua de termoficare ( primar +secundar ) _ actual pana la 42,3 “ unui nivel acceptabil de pierdere sub 12 % . Prin retehnologizarea prevăzută co scenariul de referința ( 430.000 MWh si pierdere de cca. 37 % ) la nivelul anului 2026 pierderile totale de căldură se reduc efectiv cu mai mult de 100.000 MWh .
7 . Uni ta te de producție energie termica folosind apa geotermala si pompe de căldura

Motivare : Investiția este cu prioritatea I pentru asigurarea reducerii substanțiale a consumului de energie convențională necesara pentru atingerea obiectivelor de decarbonizare pe plan EU si național.

S .Unitate de producție energie cu panouri fotovoltaice si producție energie termică cu cazan electric _ Etapa 1

Motivare : Investiția este cu prioritatea 1 pentru asigurarea reducerii substanțiale a consumului de energie convențională necesara pentru atingerea obiectivelor de decarbonizare pe plan EU si național

Proiecte prioritatea 2

l .Bloc energetic ciclu combinat cu combustibil alternativ Hidrogen

Motivare : Investiția este cu prioritatea 2 pentru asigurarea reducerii substanțiale a consumului de energie convențională necesara pentru atingerea obiectivelor de decarbonizare pe plan EU si național

2. Unitate de incinerare cu combustibil solid produs din deșeuri nepericuloase de tipul RDF sau SRF

Motivare: Investiția este importantă pentru completarea necesarului de energie termică din resurse regenerabile, dacă va Fi cazul, concomitent cu asigurarea reducerii substanțiale a consumului de energie primară convențională (gaz natural) cu scopul atingerii obiectivelor de decarbonizare pe plan european și național.

Proiecte prioritatea 3

Unitate de producție energie cu panouri fotovoltaice _ Etapa 2 _ si unitate de acumulare energie electrică

Motivare : Investiția este cu prioritatea 3 pentru asigurarea reducerii substanțiale a consumului de energie convențională necesara pentru atingerea obiectivelor de decarbonizare pe plan EU si

național

g. Evoluția energiei termice necesară pentru SACET ARAD :

eiS©PROARCOR

CONSULTING

Acoperirea necesarului de căldura estimată - pe perioada de analiză:

	Existent						Propus termen scurt 2022-2023								Propus termen mediu		Propus termen lung
An	CETH CAI 6 GN rezervi dupi 2OU	CETH CAI 7 GN csnservwe dup! 2023	CETH CAF4 GN	CETH CAP 5 GN	CETH Aradul Nou, CT Cazan b io masă	CETH Aradul Nou, CT Cazan GN	CB Ucog.Uo Gazeif. + Cazane Motor biomasă	MT Utog Motor 1 GN*	MT Ucog Motor! GN*	MT Un) Motor 3 GN*	CA tt^og Cazani (CAF6JGN*	CA Cazan 2 (CAF7JGN*	CA uycop Cazan 3 (CAF8) GN*	CA Uftop Cazan 4 (CAF9)GN*	PTG ApJ geo-termalA	PV1+CE EE+ET verde Etapa 1	CCGT Hidrogen verde	WtE RDF/SRF	PV2 EE verde Etapa 2
PIF	1966	1964	1977	1980	2021	2021	01.0S.23	01.09.23	01.09.23	01.09.23	01.09.23	01.09.23	01.09.23	01.09.23	01.07.25	01.07.25	01.09.28	01.07.29	01.0730
UM	MW	MW	MW	MW	MW	MW	MW	MW	MW	MW	MW	MW	MW	MW	MW	MW	MW	MW	MW
Sarcină nominală	57	73	1163	1163	0,15	2,7	5,5	83	8,9	8,9	2S	25	25	25	5	8	29	10	8
2021	57	73	1163	1163	0,15	2,7	X	X	X	X	X	X	X	X	X	X	X	X	X
2022	57	73	1163	1163	0,15	2,7	X	X	X	X	X	X	X		X	X	X	X	X
2023	57	73	1163	1163	0 15	2,7	5,5	8,9	8.9	83	25	25	25	25	X	X	X	X	X
2024	57	X	X	X	0,15	2,7	5,5	8,9	8,9	89	25	25	25	25	HEB	X	X	X	X
2025	57	X	X	X	0,15	2,7	5,5	9,9	8,9	8,9	25	25	25	25	5	8	X	X	X
2026	57	X	X	X	0,15	2,7	5,5	8,9	8,9	8,9	25	25	25	25	5	8	X	X	X
2027	57	X	X	X	0,15	2,7	5,5	8,9	8,9	89	25	25	25	25	5	8	X	X	X
2028	57	X	X	X	0,15	2,7	5,5	8,9	8,9	8,9	25	25	25	25	5	8	18	X	X
2029	57	57	X	X	0,15	2,7	5,5	8,9	8,9	8,9	25	25	25	25	5	8	18	10	X
2030	57	57	X	X	0,15	2,7	5,5	8,9	8.9	8,9	25	25	25	25	5	8	18	10	8

Cazan 7: din 2029 în CC cu TG și TA

^Evoluția energiei termice necesară pentru SACET ARAD - conform Strategiei de termoficare

h. PROGNOZA 2024 - conform strategie de termoficare

j. SCHEMA SIMPLIFICATA CET HIDRTOCARBURI-SITUATIA PROPUSA IN CADRUL STRATEGIEI DE TERMOFICARE

Schema simplificată CETH —varianta propusă prin strategia de termoficare

27
k. Impactul de eficienta energetica si de mediu așteptat

In urma implementării proiectelor se evidențiază următorul impact pozitiv al investițiilor prevăzute in scenariul recomandat pentru dezvoltarea sursei de producție un SACET Arad după cum urmează:

Etapa 1 :

- Reducerea emisiilor de CO2: 388501 tCOj/an

Economii de energie primara: 365503 MWh respectiv 31428 tep

Eficienta energetica SACET: 60,79 % ( > 50 % )

Etapa 2 ( PIF 2026 ) :

- Reducerea emisiilor de CO2: 318814 tCO2/an

Economii de energie primara: 278774 MWh respectiv 23970 tep

- Eficienta energetica SACET: 60,79 % (> 50 % )

Notă : Datele prezente sunt bazate pe aprecierile actuale existente in Strategia de termoficare.

In studiul de fezabilitate contractat se dezvolta obiectele prevăzute in cadrul etapei 1.

2.3 Prezentarea contextului: politici, strategii, legislație, acorduri relevante, structuri instituționale și financiare

Documente utilizate în elaborarea studiului:

Prezentul studiu de fezabilitate a fost elaborat având în vedere datele de intrare prelucrate și coroborate în conformitate cu :

Strategia de Alimentare cu Energie Termică a Municipiului Arad 2020-2030 actualizată, aprobată HCLM în data de 31.08.2022

Strategia Integrată de Dezvoltare Urbană a Municipiului Arad pentru perioada 2014- 2030, aprobată prin HCLM 258/2017;

Legea energiei electrice și a gazelor naturale nr. 123/2012, actualizată;

Legea serviciului public de alimentare cu energie termică nr. 325/2006, actualizată;

Ordinul 3194/1084/3734/2019 pentru aprobarea Regulamentului privind implementarea Programului Termoficare.

datele furnizate de proprietarul infrastructurii care face obiectul proiectului (Unitatea Administrativ Teritorială Arad/Primăria Municipiului Arad), și operatorul infrastructurii (SC CET Hidrocarburi Arad SA)

Investițiile cuprinse în Planul Național, eligibilitatea investiților cuprinse în Planul National, eligibilitatea investițiilor din Planul National, echilibrul între valoarea de piață a cotelor de emisie cu titlu gratuit și valoarea investițiilor, cote non-transferabile

- “Emissions Gap Report 2018” United Nations Environment Programme November 2018
- Ordinul nr. 3194/1084/3734/2019 pentru aprobarea Programului Termoficare
- Ghidul specific PNRR C6 1.3 CHP din 30.06.2022

De asemenea s-a ținut cont in special si de recomandările și instrucțiunile din următoarele documente:

Manualul CE privind ACB (“Guide io Cost-benefit Analysis of Investment Projects -

Economic appraisal toolfor Cohesion Policy 2014-2020");

Regulamentul (UE) nr. 207/2015;

Regulamentul (UE) nr. 408/2014;

Ghidul Solicitantului - Dezvoltarea infrastructurii de termoficare — 2020.

REGULAMENT din 20 noiembrie 2019 privind implementarea Programului

Termoficare ( MONITORUL OFICIAL nr. 988 din 9 decembrie 2019) în cadrul programelor naționale și europene, începând cu perioada de finanțare 2021-2027, se vor bugeta și proiecte ce vizează sistemele de termoficare, cu condiția demonstrării că proiectul:

• este cuprins într-o strategie de dezvoltare;
• este complementar cu alte proiecte propuse; asigură producerea de energie și din surse de energie regenerabilă; asigură reducerea emisiilor de CO2 și alte noxe.

Despre sistemul de termoficare:

Având în vedere funcționarea pe o perioadă îndelungată a SACET Arad, fără intervenții majore asupra rețelelor magistrale și de distribuție sau a surselor de producere energie termică, s-a constatat necesitatea de intervenție pentru reabilitarea și modernizarea sistemului de termoficare din municipiul Arad.

Pentru realizarea unei viziuni de dezvoltare, eficientizare și optimizare a sistemului de termoficare, în anul 2022 a fost aprobată conform HCLM din data de 31.08.2022 „Strategia de Alimentare cu Energie Termică a Municipiului Arad 2020-2030 actualizată ".

în cadrul programelor naționale și europene, începând cu perioada de finanțare 2021-2027, se vor bugeta și proiecte ce vizează sistemele de termoficare, cu condiția demonstrării că proiectul:

• este cuprins într-o strategie de dezvoltare;
• este complementar cu alte proiecte propuse; asigură producerea de energie și din surse de energie regenerabilă; asigură reducerea emisiilor de CO2 și alte noxe.

In acest sens, pentru realizarea obiectivelor și îndeplinirea condițiilor de eligibilitate în cazul solicitării de finanțare, a fost necesară actualizarea Strategiei de Alimentare cu Energie Termică a Municipiului Arad 2020-2030.

Obiectivul principal al strategiei actualizate, a rămas, eficientizarea sistemului SACET Arad pentru ca populația, instituțiile publice si agenții economici sa beneficieze de confort termic adecvat, costuri reduse pentru încălzirea locuințelor și mediu curat, cu cât mai puține noxe.

Conceptul de dezvoltare durabilă al Strategiei de dezvoltare SACET Arad se concentrează în special pe o serie de aspecte cheie cum sunt: accesul consumatorilor la sursele de energie la prețuri accesibile și stabile, dezvoltarea durabilă a producției, transportului și consumului de energie, siguranța în aprovizionarea cu energie, diversificarea surselor de energie locale energiei regenerabile și reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră.

Document de actualizare a strategiei face o sinteză a situației actuale în SACET Arad precum și a impactului economic și de mediu generat de acesta. De asemenea face referiri la legislația în vigoare ținând cont de apartenența României la UE.

Autorul face și propuneri concrete tehnice, și organizatorice de îmbunătățirea imediată, precum și pe termen mediu, bazate pe statisticile existente, proiectele recent realizate, respectiv în desfășurare, precum și pe experiența proprie.

In viziunea consultantului, obiectivele energetice strategice, pentru îmbunătățirea procesului de încălzire a populației, trebuiesc bazate, în principal, pe folosirea unei energii cât mai curată din punct de vedere al emisiilor de gaze cu efect de seră produsă, cu o eficiență energetică maximă. Strategia elaborată, ține cont de posibilitățile tehnice cele mai eficiente pentru valorificarea resurselor existente pe plan local, de energii regenerabile, și folosirea intensivă a cogenerării de

înaltă eficiență.

Contextul «irit* y Ic național

Analiza situației actuale a S|C

Evoluții cererii de energie termica

Reducere emisii poluanta - lemene conformare Trai al Adere rare

Reducere emisii gaze cu efect de sara

Creșterea caii tatu serviciului de alimentare cu energie termica la ferite suportabile

Necesarul actual de energie termica

Situaila componenleiot aurea, sistem TJD. instalații consumatori, clădiri

Impactul asupra mediului

Cadrul legal, Instituțional, operațional

Aspecte financiare relevante investite, tarife, subventi

Economia da energie

Evoluție număr consuma lori

Efectele schimbărilor climatice

♦

'A'

Creșterea eficientei arerpellce Creșterea ponderii SRE

Identificarea problemelor

Analiza scenariilor de alimentare cu energie termica

Analiza ^nunilor in cadrul scenelor txup-ne

Analiza comr-tratha a regiunilor in cadrul scenariilor analizate

Analiza financiara [ Analiza financiara Analiza econom ca

Scenariul sl oDllunea propusa

Analiza de supcrtabiUtate

Planul de invosUtil im termen tjng

'AL'

InuMlItU ^jilare

Planul da acțiune perini lmp*we^sntarea prorectulut

Figura 4. Schemă de evaluare

Pentru condițiile necesare asigurării siguranței în alimentarea cu energie termică, pentru orizonturile de timp 2020-2030, au fost stabilite, în funcție de politicile naționale, și de țintele energetice ale Uniunii Europene, referitoare la evoluția dezvoltării producției de energie bazată pe surse regenerabile de energie, și scăderea emisiilor de carbon, având ca punct de pornire planurile locale de investiții, precum și planificarea consumului la nivel comunitar, scenariile pentru evoluția consumului de energie utilă la nivelul și structura capacităților instalate pentru producerea de energie electrică și termică, care includ un scenariu „Best Estimate” (BE), pe termen scurt și mediu (până în anul 2025), și un scenariu pe termen lung „Global Climate Action” (GCA) -Acțiunea globală în domeniul climei (GCA) _ unde sunt prevăzute investiții care reprezintă un efort pe plan local pentru o decarbonizarea accelerată, și folosirea cu precădere a unei tehnici inovatoare în domeniul energetic. Strategia propusă, reflectă schimbările necesare în producerea și utilizarea energiei pentru atingerea țintelor de decarbonizare. Până în anul 2030, scenariile>iiiil.construite pe ipoteza „energii regenerabile și gaz în surse de cogenerare de înaltă eficiențâiJW™^Qff de

Implementare proiect la sursă CETH Arad

folosință, având în vedere prețurile de producere și necesitatea de reducere a emisiilor de gaze cu efect de seră.

De asemenea, trebuie subliniate, în mod special, și următoarele:

1. Toate propunerile și dezvoltările soluțiilor tehnice tratate în documentul Strategia de Alimentare cu Energie Termică a Municipiului Arad 2020-2030 actualizată au fost confirmate în totalitate de dezvoltarea tehnicii moderne actuale, și sunt susținute de acțiunile legislative precum și de programele de investiții pe plan european și național.
2. Propunerile și dezvoltările soluțiilor tehnice sunt coroborate cu oportunitățile existente și cu necesitățile actuale ale SACET Arad, asigurând în mod special:
- Necesarul de energie termică pentru încălzirea populației atât în perioada de tranziție de la combustibili convenționali, cât și în folosirea la maxim a energiilor regenerabile
- Necesarul de energie pentru tratarea apei de adaos în rețeaua de termoficare sub formă de abur, la un nivel energetic și de operare de ultimă generație.

In documentul de fata străduința consultantului a fost de a propune în concordanta cu politica energetică naționala și a UE soluții optime necesare în perspectiva orizonturilor de timp 2020-2030 pentru realizarea următoarelor obiective strategice de bază:

I. Diversificarea bazei de resurse energetice primare;
2. Promovarea utilizării surselor noi și regenerabile de energie;
3. Asigurarea protecției mediului la nivel local și global, în concordanță cu reglementările

actuale legale în asigurarea siguranței în alimentarea cu energie electrică a clienților finali;

4. Promovarea producției de energie electrică realizată în sisteme de cogenerare de înaltă eficiență, asociată energiei termice livrate pentru acoperirea unui consum economic justificat. Pentru condițiile necesare asigurării siguranței în alimentarea cu energie termică pentru orizonturile de timp 2022-2041, având ca punct de pornire planurile locale de investiții, precum și planificarea consumului la nivel comunitar , scenariile pentru evoluția consumului de energie utila la nivelul și structura capacităților instalate pentru producerea de energie electrică și termica în Etapa 1 de dezvoltare a noii surse de producție pentru SACET Arad care includ un scenariu „Best Estimate” (BE) pe termen scurt și mediu (pana în anul 2025) . în scenariile analizate sunt prevăzute investiții care reprezintă un efort pe plan local pentru o decarbonizarea accelerată și folosirea cu precădere a unei tehnici inovatoare în domeniul energetic. Scenariul propus trebuie să reflecte schimbările necesare în producerea șî utilizarea energiei pentru atingerea țintelor de decarbonizare. Până în anul 2030, scenariile trebuiesc bazate pe ipoteza „energii regenerabile și gaz în surse de cogenerare de înalta eficienta ” în ordinea de folosință, având în vedere prețurile de producere și necesitatea de reducere a emisiilor de gaze cu efect de seră.

în acest sens, pentru realizarea obiectivelor și îndeplinirea condițiilor de eligibilitate în cazul solicitării de finanțare, pentru alimentarea cu energie termică a Municipiului Arad .

Consultantul a identificat și prioritizat necesitățile investiționale, astfel încât să respecte - la cel mai mic cost - conformarea cu Directivele EC din sectorul de mediu, luând în considerare suportabilitatea investițiilor de către populație și capacitatea locală de implementare a proiectului. Soluțiile prevăzute vor avea ca scop dezvoltarea unui SACET viabil și eficient, competitiv în raport cu soluțiile individuale de încălzire și/sau răcire existente actual la nivelul Municipiului Arad. Documentele europene solicită transformarea sectorului energetic către un alt model de sistem, bazat pe tehnologii curate șî inovatoare care să facă față concurenței pe o piață integrat^Jn-acțst context, decarbonarea, cererea de energie și securitatea energetică sunt interdepend?î(ttjk™^ interdependență trebuie corelată cu progresul tehnologic specific existent actual. ,2 \o\ România este semnatara protocolului de la Kyoto, privind reducerea emisiei de gaze, cu efect de seră în atmosfera, implicit a dioxidului de carbon, prin urmare utilizarea energiilor neconvenționale paralel cu reducerea emisiilor actuale ar însemna un pas important în cazul acțiunilor susținute privind eliminarea factorilor generatori ai modificărilor climatice.

Necesitatea de asigurare a unei dezvoltări energetice durabile, concomitent cu realizarea unei protecții eficiente a mediului înconjurător a condus în ultimii ani la intensificarea preocupărilor privind promovarea resurselor regenerabile de energie și a tehnologiilor industriale suport. Politica UE în acest domeniu, exprimată prin Carta Alba și Directiva Europeana 200I/77/CE privind producerea de energie din surse regenerabile, prevede că până în anul 2010, Uniunea Europeană lărgită să își asigure necesarul de energie în proporție de circa 12% prin valorificarea surselor regenerabile. în acest context, în multe țâri europene dezvoltate (Franța, Italia, Germania, Austria), posesoare de resurse geotermale similare cu cele ale României, preocupările s-au concretizat prin valorificarea pe plan local/regional, prin conceperea și realizarea unor tehnologii eficiente și durabile, care au condus Ia o exploatare profitabilă, atât în partea de exploatare a resurselor (tehnologii de foraj, de extracție din sondele geotermale), cât și în instalațiile utilizatoare de la suprafață.

Cadrul legal: actualul proiect va fi dezvoltat în conformitate cu cerințele legislației naționale respectiv cu cerințele legislației comunității europene în domeniul energiei și de mediu. De asemenea se va avea în vedere:

- HG 907/2016
- PNRR : Planul Național de Redresare și Reziliență — Pilonul I. Tranziția verde — Componenta 6.Energie ; Măsura de investiții 3 - Dezvoltarea de capacități de producție pe gaze, flexibile și de înaltă eficiență, pentru cogenerarea de energie electrică și termică (CHP) în termoficarea urbană, în vederea realizării unei decarbonizări profunde
- ORDIN nr. 13 din 5 februarie 2020 pentru aprobarea Regulamentului de emitere a avizelor tehnice privind eficiența energetică
- Analiza Cost - Beneficiu (ACB) se va realiza în conformitate cu specificațiile din Anexa 4 - conținut-cadru - la HOTĂRÂREA nr. 907 din 29 noiembrie 2016 (*actualizată*) în cazul unei finanțări după programul de termoficare respectiv conform ghidului ACB al EU cerut pentru finanțare conform PNRR

Analiza ACB este elaborata și prezentata separat Cap. 9 în acest studiu SF .

2.4 Analiza situației existente și identificarea deficiențelor

Municipiul Arad este unul din orașele în care s-a păstrat în funcțiune sistemul de alimentare căldură și energie termică, chiar dacă în ultimii 10-15 ani a apărut tendința deconectării consumatorilor finali de la sistemul de termoficare. Majoritatea consumatorilor deconectați de la sistemul de termoficare au trecut ca și consumatori la rețeaua de gaze naturale și au montat în apartamente cazane pe gaz, individuale.

Sistemul integrat de termoficare, prin intermediul căruia se realizează în prezent alimentarea cu energie termică a consumatorilor situați în municipiul Arad, este un sistem complex, alcătuit din:

• surse de producere a energiei termice ;
• rețelele de transport a agentului termic (rețele termice primare);
• rețelele de distribuție a agentului termic la consumatori (rețele termice secun
• puncte și module termice:
• consumatorii de energie termică;

furnizarea agentului termic de la sursă către punctele / modulele termice, se utilizează un sistem de 2 conducte primare, tur și retur. Pentru furnizarea agentului termic din punctele termice, se utilizează un sistem de 4 conducte: conducte de încălzire tur și retur, respectiv conducta de furnizare a apei calde menajere și conducta de recirculare a apei calde menajere.

Sistemul de încălzire centralizată din Arad, este compus din două surse de producție de energie termică, CET Arad (CET-L) și CET Hidrocarburi (CET-H), care funcționează interconectate prin conducta de furnizare DN 900. Traseul conductei de interconectare trece în principal pe terenuri private, ceea ce crează nemulțumiri. Sistemul de transport și distribuție a energiei termice, este compus din rețeaua termică de agent primar sau rețeaua de transport, puncte termice, module termice, rețeaua termică de distribuție pentru apă caldă și încălzire.

Centrala de termoficare, CET-L, este administrată de Societatea Comercială „Centrala Electrică de Termoficare Arad”, o societate pe acțiuni înființată în luna aprilie 2002 sub autoritatea Consiliului Local al Municipiului Arad, care gestionează în concesiune fosta Sucursală a Centralei Electrice Arad de la S.C. Termoelectrica S.A. București, pe baza H.G. 105/2002. Aceasta produce energie electrică și energie termică.

Centrala electrică de termoficare CET Arad localizată în nordul municipiului Arad, a fost proiectată să funcționeze pe combustibil solid (cărbune brun, lignit), având ca suport de flacără, gazul natural. Din anul 2015 această centrală funcționează doar pe gaz natural. Cu începere din sezonul de încălzire 2018/2019, centrala electrică de termoficare CET a încetat să mai funcționeze, trecând printr-un proces de insolvență, dar începând cu luna octombrie 2019 societatea și-a reluat activitatea.

Centrala de termoficare, CET Hidrocarburi Arad (CET - H), este o societate pe acțiuni, în care acționarul majoritar, este Consiliul Local al Municipiului Arad și este localizată în municipiul Arad. CET - H funcționează în prezent cu două CAF-uri (116MW fiecare) - unul în funcțiune și unul de rezervă.

Până în sezonul de încălzire (2018/2019) SC CET Hidrocarburi producea energie termică doar vara, în timp ce iama prelua energie termică de la SC CET Arad SA și asigura acoperirea încărcării maxime în sezonul de iarnă. Din octombrie 2018 până în decembrie 2019, SC CET Hidrocarburi SA a fost singurul producător de căldură pentru sistemul de termoficare al orașului Arad asigurând furnizarea de căldură și apă caldă populației, instituțiilor bugetare și altor consumatori, începând cu luna octombrie 2019, a fost încheiat un contract de vânzare -cumpărare a energiei termice produse de agenții economici, aflați în competența de reglementare a ANRE între CET Arad, ca producător de energie termică în centrale electrice de cogenerare, și CET H, ca furnizor de energie termică. în anul 2019, CET Arad, a furnizat energie termică către CET -H doar 18 zile, în același timp, SC CET Hidrocarburi SA, este operatorul serviciului public de furnizare a căldurii și a apei calde în sistemul de termoficare către toți consumatorii conectați la SACET și administrează rețeaua de agent termic primar (58 km de traseu de rețea primară). De la Municipalitatea orașului Arad, SC CET Hidrocarburi SA, are în concesiune 39 de puncte te 103,50 km de traseu de rețea de distribuție și 90 de module termice.

Prin contractul de delegare, prin concesiunea serviciului public de alimentare cu ene > termică, SC CET Hidrocarburi SA Arad, gestionează SACET ARAD având în administ^,?;.

Implementare proiect la sursă CETH Arad

Sursele proprii de producere a energiei termice

- Rețelele termice primare de transport (magistrale), cu o lungime de traseu de cca. 57,6 km, din care 11,12% sunt reabilitate sau în curs de reabilitare (4 magistrale, plus magistrala de interconexiune între CETL și CETH);
- 39 puncte termice (PT);

90 module termice (MT);

1 centrală termică Aradul Nou (CT), formată din 3 cazane de apă caldă pe gaz natural fiecare cu o capacitate de 900 kWt și I cazan de apă caldă pe biomasă de 150 kWt.

Rețele termice secundare de distribuție, cu o lungime de traseu de cca. 92,7 km, din care 18,34% sunt reabilitate sau în curs de reabilitare

Clienții SACET Arad sunt:

- 39 de clienți alimentați din rețeaua termică primară;
- 2.330 consumatori alimentați din rețeaua secundară, din care 2.281 de asociații de proprietari și persoane fizice respectiv 644 de agenți economici și instituții publice;
- 26.657 de apartamente din totalul de 44.893 de apartamente din oraș (59,38%). Contorizarea consumatorilor este realizată în proporție de peste 98%.

La momentul elaborării studiului, CETH operează cu două cazane, CAF4 și CAF5, unul în funcțiune și unul de rezervă.

Infrastructura existentă la CETH este deținută de Municipiul Arad și operată de către CET Hidrocarburi SA, prin intermediul contractului de delegare nr. 77559/2018 aprobat prin HCLM Arad nr. 423/2018. Serviciul public de alimentare cu energie termică este reglementat prin ROF aprobat prin HCLM Arad nr. 59/2008. CETH deține Licența ANRE nr. 2109/21.11.2018 pentru operarea SACET Arad, respectiv deține Autorizația Integrată de Mediu valabilă până în 2023.

Atribuțiile și responsabilitățile ce revin administrației publice locale în domeniul alimentării cu energie termică a localităților sunt reglementate de Legea serviciului public de alimentare cu energie termică nr. 325/2006. Conform acestui act legislativ, autoritatea administrației publice locale are competență exclusivă, în tot ceea ce privește înființarea, organizarea, coordonarea, monitorizarea și controlul funcționării serviciilor de utilități publice, precum și în ceea ce privește crearea, dezvoltarea, modernizarea, administrarea și exploatarea bunurilor proprietate publică sau privată a unităților administrativ-teritoriale, aferente sistemelor de utilități publice.

Centrala de termoficare CET Hidrocarburi Arad, localizată în municipiul Arad funcționează acum cu două CAF-uri - unul în funcțiune și unul de rezervă.

Municipiul Arad este proprietarul infrastructurii, iar prin Hotărârea Consiliului Local al Municipiului Arad nr. 423/2018 se aproba documentația de atribuire a gestiunii serviciului public de alimentare cu energie termică în sistem centralizat, în Municipiul Arad astfel:

Art. 1. Se aprobă atribuirea directă a contractului de delegare a gestiunii serviciului public de alimentare cu energie termică în sistem centralizat în Municipiul Arad, către operatorul de termoficare SC CET Hidrocarburi SA Arad.

Art. 2. (1) Se aprobă Contractul de delegare prin concesiune a gestiunii serviciului public de alimentare cu energie termică în sistem centralizat în Municipiul Arad, în formajMjrîEptă în anexa la prezenta hotărâre. ’

Atribuțiile și responsabilitățile ce revin administrației publice locale în domeniul alimentării cu energie termică a localităților, sunt reglementate de Legea serviciului public de alimentare cu energie termică nr. 325/2006.

Conform acestui act legislativ, autoritatea administrației publice locale are competență exclusivă, în tot ceea ce privește înființarea, organizarea, coordonarea, monitorizarea și controlul funcționării serviciilor de utilități publice, precum și în ceea ce privește crearea, dezvoltarea, modernizarea, administrarea și exploatarea bunurilor proprietate publică sau privată a unităților administrativ-teritoriale, aferente sistemelor de utilități publice.

în asigurarea serviciului public de alimentare cu energie termică, autoritatea locală are următoarele responsabilități:

- asigurarea continuității și securității serviciului public la nivelul unităților administrativ-teritoriale;
e laborarea anuală a programului propriu în domeniul energiei termice, corelat cu programul propriu de eficiență energetică și aprobat prin hotărâre a consiliului local;
î nființarea unui compartiment energetic în cadrul autorității locale;
- aprobarea, în condițiile legii, în termen de maximum 30 de zile, a propunerilor privind nivelul prețului local al energiei termice către utilizatorii de energie termică, înaintate de către operatorii serviciului;
a probarea, în condițiile legii, a prețului local pentru populație;
- aprobarea programului de dezvoltare, modernizare și contorizare a sistemul de alimentare centralizată cu energie termică (SACET), care trebuie să cuprindă atât surse de finanțare, cât și termen de finalizare, pe baza datelor furnizate de operatorii serviciului;
a sigurarea condițiilor pentru întocmirea studiilor privind evaluarea potențialului local al resurselor regenerabile de energie;
- exercitarea controlului serviciului public de alimentare cu energie termică, în condițiile legii; stabilirea zonelor unitare de încălzire, pe baza studiilor de fezabilitate privind dezvoltarea regională, aprobate prin hotărâre a consiliului local
- urmărește instituirea de către operatorul serviciului a zonelor de protecție și siguranță a SACET, în condițiile legii;

urmărește elaborarea și aprobarea programelor de contorizare la nivelul branșamentului termic al utilizatorilor de energie termică racordați la SACET.

în exercitarea competențelor și atribuțiilor ce le revin în sfera serviciilor de utilități publice, autoritatea administrației publice locale adoptă hotărâri in legătură cu:

elaborarea și aprobarea strategiilor proprii privind dezvoltarea serviciilor, a programelor de reabilitare, extindere și modernizare a sistemelor de utilități publice existente, precum și a

programelor de înființare a unor noi sisteme, inclusiv cu consultarea operatorilor;

coordonarea proiectării și execuției lucrărilor tehnico-edilitare, în scopul realizării acestora într-o concepție unitară și corelată cu programele de dezvoltare economico-socială a localităților, de amenajare a teritoriului, urbanism și mediu;

asocierea intercomunitară în vederea înființării, organizării, gestionării și exploatării în

interes comun a unor servicii, inclusiv pentru finanțarea și investiții specifice sistemelor de utilități publice:

- delegarea gestiunii serviciilor, precum și darea în administrare sau concesionarea bunurilor proprietate publică și/sau privată a unităților administrativ-teritoriale, ce constituie infrastructura tehnico-edilitară aferentă serviciilor;
c ontractarea sau garantarea împrumuturilor pentru finanțarea programelor de investiții în vederea dezvoltării, reabilitării și modernizării sistemelor existente;
g arantarea, în condițiile legii, a împrumuturilor contractate de operatorii serviciilor de utilități publice în vederea înființării sau dezvoltării infrastructurii tehnico-edilitare aferente serviciilor;
e laborarea și aprobarea regulamentelor serviciilor, pe baza regulamentelor-cadru ale serviciilor, elaborate și aprobate de autoritățile de reglementare competente;
s tabilirea, ajustarea, modificarea și aprobarea prețurilor, tarifelor și taxelor speciale, cu respectarea normelor metodologice elaborate și aprobate de autoritățile de reglementare competente;
- aprobarea stabilirii, ajustării sau modificării prețurilor și tarifelor pentru serviciile de utilități publice;
- restrângerea ariilor în care se manifestă condițiile de monopol;
- protecția și conservarea mediului natural și construit.

în ceea ce privește raporturile juridice dintre autoritatea administrației publice locale și utilizatorii serviciilor de utilități publice, se identifică următoarele obligații ale autorității:

- să asigure gestionarea și administrarea serviciilor de utilități publice pe criterii de competitivitate și eficiență economică și managerială, având ca obiectiv atingerea și respectarea indicatorilor de performanță a serviciului;
- să elaboreze și să aprobe strategii proprii în vederea îmbunătățirii și dezvoltării serviciilor de utilități publice, utilizând principiul planificării strategice multianuale;
- să promoveze dezvoltarea și/sau reabilitarea infrastructurii tehnico-edilitare aferente sectorului serviciilor de utilități publice și programe de protecție a mediului pentru activitățile și serviciile poluante;
s ă adopte măsuri în vederea asigurării finanțării infrastructurii tehnico-edilitare aferente serviciilor;
- să consulte asociațiile utilizatorilor în vederea stabilirii politicilor și strategiilor locale și a modalităților de organizare și funcționare a serviciilor;
- să monitorizeze și să controleze modul de respectare a obligațiilor și responsabilităților asumate de operatori prin contractele de delegare a gestiunii.

Situația actuală a SACET Arad este prezentată mai jos :

Centrala actuală CETH este formată din următoarele echipamente termo-energetice:

1 cazan de apă fierbinte cu capacitatea de 116 MWt, cu eficiență cca. 82% la o sarcină de 50%, pus în funcțiune în anul 1977, cu funcționare pe gaz natural și/sau păcură, operațional, cu termen limită de exploatare preconizat a se atinge în anul 2022/2023 (CAF4 = IMA8 / H=l9+36=55 m);

1 cazan de apă fierbinte cu capacitatea de 116 MWt, cu eficiență cca. 82% la o sarcină de 50%, pus în funcțiune în anul 1980, cu funcționare pe gaz natural și/sau păcură, operațional, cu termen

limită de exploatare preconizat a se atinge în anul 2022/2023 {CAF5 = IMA

+36=55 m);

I cazan de abur energetic model BKZ, 75 t/h, 34 bar, 450 °C, cu capacitatea de 57 MWt, pus în funcțiune în anul 1964, cu funcționare pe gaz natural (CAE6 - IMA3 / H=28 m), operațional, utilizat pentru suplimentarea la cerere a capacității de producere a apei fierbinți, neutilizat din anul 2018;

1 cazan de abur energetic model TKTI, 90 t/h, 34 bar, 450 ’C, cu capacitatea de 73 MWt, pus în funcțiune în anul 1966, cu funcționare pe gaz natural (CAE7 = IMA4 / H=28 m), operațional, utilizabil pentru suplimentarea la cerere a capacității de producere a apei fierbinți, neutilizat din anul 2018;
1 turbină de abur cu condensație model APT, 35 bar, 445 °C, cu 2 prize reglabile de 10... 13 bar(a) și 1,2...2,5 bar(a), respectiv cu 2 prize fixe de 18 bar(a) și 4 bar(a), cu capacitatea de 12 MWe, pusă în funcțiune în anul 1964, oprită în anul 2010, actualmente aflată în conservare (TAI).

Centrala actuală CETH dispune de următoarele sisteme auxiliare:

1 stație de reglare măsurare gaz natural (SRM3), cu o capacitate maximă 30.000 m3/h și o presiune de lucru de 0,5 bar(g), racordată la rețeaua de medie presiune;
1 stație de tratare chimică a apei (STCA), cu o capacitate de producere a apei dedurizate pentru completarea rețelelor termice primar și secundar, respectiv cu o capacitate de producere a apei demineralizate pentru alimentarea cazanelor de abur;

1 gospodărie de păcură (GPA), cu o capacitate de stocare totală de 9.000 tone în 5 rezervoare;

1 stație de pompe de apă de termoficare EPT, compusă din 5 electropompe A12-52 cu debit 1.250 m3/h @ 125 m H2O pentru circulația apei de termoficare prin rețeaua termică primară SACET, tară variator de turație;
1 stație de pompe de apă de adaos EPA, compusă din 4 electropompe CR80A cu debit 45 m3/h @ 20 m H2O pentru completarea rețelei termice primare cu apă de adaos, fără variator de turație;
1 ansamblu de conducte interne de termoficare și nod de formare a magistralelor de termoficare care alimentează punctele și modulele termice;

CETH funcționează vara cu CAF4 și/sau CAF5 pentru producerea apei calde menajere, iar iarna funcționează cu CAE6 și/sau CAE7 atunci când temperatura scade sub +3 °C respectiv sunt introduse în funcțiune CAF4 sau CAF5 doar dacă sarcina termică a surselor SACET este insuficientă.

Stația de tratare chimică a apei

CETH utilizează o stație chimică de tratare a apei (STCA) operațională. Schema de principiu a procesului tehnologic este redată în desenul D05b din secțiunea B. Piese desenate.

STCA a intrat în funcțiune în anul 1966 și are următoarele capacități de tratare a apei:

• 90 m³/h pentru apa demineralizată, utilizată în trecut la generatoarele de abur CAE 6 și CAE 7;
• 100 m³/h pentru apa dedurizată, folosită pentru alimentarea cazanelor de apă fierbinte CAF 4 șî CAF 5, precum și pentru completarea cu apă de adaos în circuitul de termoficare cauzată de pierderile apărute în rețelele de transport și distribuție ale SACET

Apa brută necesară pentru producerea apei tratate este asigurată în principal din 4 puțuri de adâncime (forajele FI, F2, F3, F4), situate în incinta CETH, cuplate două câte două prin conducte subterane, racordate la 3 rezervoare colectoare de apă brută. Debitul cumulat produs de foraje este de cca. 100 m³/h. Cele patru foraje de apă sunt deservite de pompe de adâncime imersate în apă.

Apa bruta extrasă din puțuri este lipsită de suspensii, nefiind astfel necesar procesu prealabilă. Apa brută este pompată din rezervoare spre instalațiile de tratare, prin intermediul unui preîncălzitor.

Atunci când apa de adâncime nu este suficientă, alimentarea STCA se realizează cu apă potabilă preluată din rețeaua municipală a Companiei de Apă Arad SA. Apa potabilă este alimentată printr-o conductă magistrală pozată subteran, racordată la un cămin situat pe Calea luliu Maniu în dreptul porții de acces nr. 1 în incinta CETH. La interior, rețeaua de apă potabilă înconjoară clădirea centralei actuale; din fața sălii de mașini veche apa potabilă este dirijată printr-o derivație DN125 spre stația de tratare.

De asemenea, o a treia sursă posibilă de alimentare cu apă brută o reprezintă apa de suprafață din Canalul Mureșel / Râul Mureș, canal ce tranzitează incinta CETH. Apa de suprafață este preluată prin intermediul unei stații de pompare SPA Mureșel. Această sursă nu este utilizată în prezent. Cele trei circuite de alimentare cu apă, de la foraje, din rețeaua municipală și din canalul Mureșel, sunt independente.

STCA utilizează procese de tratare a apei cu schimb de ioni care nu produc emisii de ape uzate cu impact major asupra emisarului Canalul Mureșel. Pe lângă impactul scăzut asupra mediului, avantajele procesului de tratare cu schimb de ioni sunt costurile scăzute de operare și fiabilitatea deosebită. Este suficientă o cantitate mică de energie, produsele chimice de regenerare sunt ieftine iar straturile de rășină pot fi păstrate mulți ani fără să necesite înlocuire.

Rășinile schimbătoare de ioni utilizate în STCA sunt în exploatare de cca. 40 de ani, fiind necesare doar completări, foarte rar, la câțiva ani, când este cazul. Pentru prezervarea capacității de producție a stației de tratare a apei este necesară înlocuirea treptată a schimbătorilor de ioni din filtre într-un ritm de aproximativ 8 m³ rășini puternic acide / an în următorii 4 ani.

STCA dispune de 4 linii de filtre ionice pentru producția de apă demineralizată, respectiv de 3 linii de filtre ionice pentru producția de apă dedurizată, în stare bună de funcționare. Apa brută captată din foraje este tratată prin intermediul unei instalații de dedurizare a apei care utilizează o masă cationică schimbătoare de ioni de sodiu, pentru a se obține o apă lipsită de duritate. Pentru dedurizarea apei, se utilizează o instalație proprie de preparare a saramurii (NaCl).

De asemenea, pentru obținerea unei ape demineralizate, total lipsite de săruri, apa brută captată din foraje este tratată prin intermediul unei instalații de demineralizare a apei, compusă din:

- filtre cu masă cationică schimbătoare de ioni H-, în două trepte (slab acidă și puternic acidă), pentru reținerea cationilor din apă;
- filtre cu masă anionică schimbătoare de ioni OH-, în două trepte (slab bazică și puternic bazică), pentru reținerea anionilor din apă;
- degazoare de dioxid de carbon pentru eliminarea ionului bicarbonat, rezultând o apă decarbonatată.

După epuizarea capacității de înlocuire a masei ionice, se procedează la regenerarea masei schimbătoare de ioni. Regenerarea masei H- cationice se realizează cu soluție de NaCl (saramură), de concentrație 10 — 12%, în cazul dedurizării, și cu soluție H2SO4 cu concentrație 2 - 4%, în cazul demineralizării. Efluenții rezultați se colectează în rezervoarele de neutralizare. Regenerarea maselor OH- anionice se realizează cu soluție de NaOH (hidroxid de sodiu, leșie de sodă caustică) cu concentrație 4%.

în vederea preparării saramurii, sarea este stocată pe rampa betonată și acoperită, cu o capacitate de stocare de cca. 30 tone. Transportul sării se realizează cu buldo-excavatorul, după cum este necesar. Efluenții rezultați se colectează în rezervoarele de neutralizare. Apele tehnologice uzate rezultate din procesele de regenerare a filtrelor de tratare a apei sunt deversate în

evacuare EV2), însă doar după condiționare (neutralizare). întrucât balanța chimică a acestor ape uzate nu este neutră chimic, dar și pentru a preveni orice scăpări accidentale de substanțe chimice folosite la tratarea apei, deversarea nu se face direct în Canalul Mureșel. Toate apele tehnologice uzate, cât și apele colectate în punctele joase, sunt colectate în rezervoarele de neutralizare nr. 1 și 2 (în prezent doar rezervorul nr. 2 este utilizat, rezervorul nr. 1 fiind spart), după care sunt condiționate pentru respectarea limitelor admise la deversare. Apele tehnologice uzate prezintă acidități, respectiv alcalinități ridicate care le fac improprii pentru deversare. Eliminarea acestora se realizează atât prin neutralizarea lor reciprocă cât și prin tratarea lor cu leșie de sodă caustică. Apele din rezervoarele de neutralizare se aduc la un pH cu valori între 6,5 - 8,5 urmând a fi deversate în emisar, canalul Mureșel.

Instalația de prevenire și stingere a incendiului

In incinta CETH este prezentă o instalație operațională alcătuită dintr-un rezervor de stocare apă de 300 m3 pentru stingerea incendiului, o stație de pompare a apei pentru PS1 și o rețea de hidranți exteriori amplasați lângă obiectele actualei centrale cu risc de incendiu.

Instalațiile electrice existente în CETH

în cadrul centralei actuale CETH sunt incluse o stație electrică principală, de recepție, pe nivelul de tensiune de 6 kV (stația electrică servicii generale) și două stații electrice de 6 kV de servicii interne care deservesc consumatorii electrici ai centralei.

în trecut, în stația electrică de servicii era cuplat un singur generator electric aparținând turbinei de abur, cu o capacitate de 12 MWe. Turbina de abur a devenit neoperațională începând cu anul 2010, fiind actualmente în conservare.

Stația electrică de servicii generale 6 kV este actualmente alimentată din stația electrică 110/20/6 kV Mureșel situată în apropierea CETH, aparținând de Electrica Distribuție, prin intermediul a două racorduri LES de 6kV. Un racord este realizat la transformatorul T3 de 16 MVA 6/20 kV care face conexiunea la stația de 20 kV din cadrul SE Mureșel, stație cuplată la secția A de 110 kV prin intermediul unui transformator TI de 25 MVA 20/1 lOkV. Celălalt racord este realizat la transformatorul T2 de 25 MVA 6/110 kV care face conexiunea direct la stația de 1 lOkV din cadrul SE Mureșel.

Arhitectura instalației electrice în ansamblu este prezentată în desenul D08 din secțiunea B. Piese desenate.

Instalațiile termice existente în CETH

Situația echipamentelor și instalațiilor de termoficare existente în cadrul centralei CETH este prezentată în cadrul schemei termomecanice din secțiunea B. Piese desenate.

Plan general de situație

Situația tuturor obiectelor și instalațiilor existente la nivelul centralei actuale CETH se prezintă în planul de situație din secțiunea B. Piese desenate.

Rețeaua de termoficare

Rețeaua de termoficare aferentă SACET Arad este prezentată în planul indicativ de mai jos.

Rețeaua de transport este formată din:

Magistrala 1: 13.113 km

Magistrala 2: 9.595 Km

Magistrala 3: 16.741 km

Magistrala 4: 10.813km

Magistrala de interconexiune: 6.105 k

Lungime totala: 56.367 km

Rețeaua secundară are o lungime de traseu de cca. 131 km (72 km suprateran, 59 km subteran), din care cca. 9,8 km (17%) din traseul subteran au fost reabilitați. Sistemul de conducte este de regulă radiat, cu unele porțiuni de bretea pentru interconectarea magistralelor, normal închise în regim de operare normală.

Rețeaua de distribuție a fost pusă în funcțiune treptat, între anii 1961 - 1994, completată cu rețeaua aferentă PT Ursului în anul 2001. Lungimea totală de traseu este de cca. 94 km, integral subterană.

Luând în considerare informațiile cunoscute, cele mai noi rețele termice au o vechime de cca. 15 ani reprezentând mai puțin de 1% din total. Astfel, pierderile din sistemul de transport și distribuție a energiei termice în municipiul Arad sunt ridicate, în prezent.

în incinta CETH, cele patru magistrale ale orașului și magistrala de interconectare CETL-CETH se unesc într-un nod de termoficare în conformitate cu topologia surselor interne de producere a energiei termice, actuale sau existente anterior. Modul de interconectare a conductelor respective la sistemul de conducte al centralei actuale este indicat în desenul cu schema termomecanică CETH, inclus în secțiunea B. Piese desenate.

Punctele și modulele termice

Cele 39 PT existente sunt modernizate cu schimbătoare de căldură în plăci, fiind complet automatizate. PT sunt integrate într-un sistem SCADA de monitorizare a parametrilor de la distanță, prin rețea GPRS.

în cadrul SACET sunt prezente 90 MT compacte, complet automatizate, amplasate la nivelul imobilelor sau grupurilor de imobile, instalate în perioada 2005-2017.

Pierderile din sistemul de transport și de distribuție sunt ridicate. Sistemul de distribuție a fost pus în funcțiune treptat, din anul 1961 până în anul 1994, cu excepția rețelei de distribuție a PT Ursului, care a fost pusă în funcțiune, în anul 2001. Sistemul este 40% suprateran și 60% subteran, iar rețeaua termică primară are o lungime de 58 km, din care 9,8 km (17%) au fost reabilitați, iar 48 km au rămas de reabilitat. Luând în considerare acestea, cele mai noi rețele au o vechime de 15 ani și reprezintă mai puțin de 1% din total.

Situația economică a societății CETH este prezentată sintetic în tabelul de mai jos :

4 SC PROARCOR

CONSULTING

nr. cri	Mărimea			UM	Anul
					2016	2017	2018	2019	2020	2021
					Prafurile ți cheltuielile vor 6 HrA TVA
1	Consum da combustibil (daca S’3 consumat combustibil lichid, so va trece și acesta)	gazos	putere calorifică inferioara (PCI) șl superioară (PCS)	PCI: kWh/Sm¹	9.60	9,54	9.80	9,74	9.71	9,60
			putere calorifică inferioara (PCI) șl superioară (PCS)	PCS: kWIVSm³	10,75	10,76	10,09	10,82	10,77	10 60
			Preț mediu anual	1ei/MWh pentru PCS	105.20	113,46	160.92	161,03	122.46	498,71
			cantitate	MWW an la PCS	56.280.74	49.791,11	171.233,58	367.292,07	84.319.71	70.583.15
				MWh/ an la PCI	52.082,92	44.171,69	154.105,11	330.470,37	76.013,89	63.956,44
2	Cheltuieli anuale totale cu combustibilul			mii lei/an	6.131.16	5.649,51	27.555.41	59.144,07	10.325,37	8.000,00
3	Cheltuieli anuale cu CO2 -v. mențiunea 2			mii lei/an					1.621.00	2.661,00
3.1	- numărul de certificate CO2 cumpărate (1 certificat=1 tona CO2)								7.413,00	8.900,00
3.2	- praful mediu al unul certificat de CO2			EUR/buc sau EUR/t					44,08	59.86
4	Cheltuieli anuale cu personalul			mii lel/an	2.873,00	2.855.00	2.951.00	3,421,00	3.277,00	3.500.00
5	Amortizări			mii lei/an	1.195,00	1.153,00	820,00	38,00	14,00	14,00
6	Reparații capitale			mii fei/an
7	Reparații curente			mii lei/an	19,00	28.00	18,00	10,00	4.00	4.00
8	Materiale consumabile			mii lei/an	76,00	124,00	132.00	184,00	446,00	500,00
9	Apa industrială			mti lei/an	7.00	25.00	20.00	22.00	91.00	100.00
10	Cheltuieli cu energie electrica cumpărată din SEN pentru servicii proprii inclusiv pompare			mii lei/an	794.12	660,70	1.491.64	2.842,24	1.118,70	1.500,00
W.1	-cantitatea de energie electrică cumpărată din SEN pentru servicii proprii Inclusiv pompare			MWWan	2.167,85	1.976,32	3.851.09	7.189,51	2.379,79	2.380,00
10.2	• prețul mediu al energiei electrice cumpărate			lel/MWh	366.32	334.31	387.33	395,33	470.08	630 25
11	Diverse			mii lei/an	246,00	106,00	176,00	182,00	105,00	200,00
12	TOTAL CHELTUIELI ANUALE			mii lei/an	11.341.29	10.601.21	33.172.05	65.843.32	17.002.07	17.279,00
13	Cantitatea anuală de energie termică - sub formă de apă fierbinte - livrată In RTP la gard			GcaVan	367.723,03	363,860,36	302.620,39	272.750,49	286.426,37	274,723,00
14	Cant Hat ea de energie termică vândută consumatori casnici			Gcat/an	178.620,43	176.086.78	142.394.29	126.855,80	127.277.17	119.036.78
15	Cantitatea de energie termică vândută consumatori			Gcal/en	52.224,25	54.067.75	44.668,64	39.210,71	39.226,31	39.958.59
16	Pierderi energie termica			Gcal/an	136.878.35	133.705.83	115,557.26	106.603,98	119.922.90	115,728.00
17	Prețurile de vânzare aprobate pentru energia termică conform deciziilor ANRE		consumatori casnici din RTF	lei/ MWh	165.67	186.03	184,71	202,87	202.87	202,87
			Consumatori casnici din RTS		241,43	261,79	260.47	350,66	351,89	351,89
			Consumatori noncasnlci din RTF		211,49	186,03	184.71	228.61	229 84	229 84
			Consumatori noncasnlci din RTS		287 25	261.79	260,47	350,66	351 89	351.89

ManilanE;

1) - Valoarea medie anuală, stabilită ca medie ponderată pentru tranșele de consum cu puterile calorifice respecti v
2) - Certificatele achiziționate in conex tul in care certificatele alocate cu titlu gratuit nu acoperă necesarul.

Tabel 3. Situația economică a CETI I

2.5 Analiza cererii de bunuri și servicii, inclusiv prognoze pe termen mediu și lung privind evoluția cererii, în scopul justificării necesității obiectivului de investiții

Schimbările pieței energiei transformatoare se concentrează asupra reducerii impactului asupra mediului al centralelor electrice, în care beneficiile financiare și tehnice îmbunătățesc competitivitatea. Acest lucru duce la o pondere crescută de generare de energie regenerabilă și, de asemenea, un accent pe centralele electrice convenționale extrem de eficiente, flexibile și mai curate.

în SACET Arad energia termică este „oferită” clienților săi (consumatorii casnici și non-casnici) sub formă de apă fierbinte pentru încălzire și sub formă de apă caldă de consum.

Ținând seama de complexitatea sistemului de termoficare operatorul SC CET Hidrocarburi SA

Arad oferă întreaga gamă de servicii pe care le implică alimentarea cu călduț respectiv:

orilor,

producerea apei fierbinți în echipamentele instalate în cadrul surselor de energie pe care le are în exploatare

- transportul agentului termic primar de la sursa de energie la punctele termice
- distribuția agentului termic secundar de la punctele termice (unde are loc transferul căldurii de la agentul termic primar la agentul termic secundar prin intermediul echipamentelor instalate) la consumatori
- distribuția agentului termic de la centralele termice la consumatori furnizarea căldurii

oferă servicii de montare contoare

- oferă asociațiilor de proprietari posibilitatea de a-și face abonamente pentru întreținerea și repararea instalațiilor interioare comune de apă rece, apă caldă și încălzire din blocurile de locuințe.

Din punct de vedere al consumatorilor, operatorul de termoficare are 39 de clienți alimentați din rețeaua termică primară și 3.255 consumatori alimentați din rețeaua secundară, din care 2.539 de asociații de proprietari și persoane fizice și 616 de agenți economici și instituții. CET-H Arad furnizează în prezent energie termică la 30.564 de apartamente din totalul de 44.893 de apartamente din oraș ceea ce reprezintă 68,08%.

In anul 2021, în 16 din cele 50 de localități au avut loc debranșări semnificative ale locuințelor de la

S.C. CET HIDROCARBURI S.A. ARAD

■ Populație ■ Instituții publice n Operatori economici

Surse: Raport ANRE 2021SPAET

Figura 7. Situație consumatori SACET ARAD

La nivelul anului 2020 (atenție: cel mai cald an din ultimii 50 ani!!!) situația alimentării cu căldura în SACET Arad este redată sintetic în tabelul de mai jos:

Denumirea operatorului «onomk

Numit branșamente termite de apă ftarbkita țdln rețeaua d« transport]

Număr brnașamenie termice de încălzire

Număr branțametite termice de apă caldă decMiturtt

Număr branșamente termica da abur

Gradul de tnntorirara a branșa meritelor termica (%)

Alta debranșart ta IAHT * con turnătorilor de enetile termică din localitate (X)

EcHtent*

ti funețlima

(ditmia

In funcțiune

Ejdttentc

n funcțiune

fjcHtente

ti funcțiune

aplHerblntt tulldr*

Apl caldă de tnntum

Populați

tnstftuțtl pubUct

Operatori economici

SC CET HKMlOCAJtWJU U

2631

2520

2347

2236

⁰

100 i 99,94

100

59,38

87,57

S,07

Tabel 4. Situație SACET Arad 2020

Actual, în Municipiul Arad, 87,57 % din instituțiile publice, și (din păcate numai!) 5,07 % din operatorii economici, folosesc serviciile de livrare a energiei termice din SACET.

în privința instituțiilor publice, se așteaptă ca pe termen scurt, și mediu ( până în 2027 ), să se ajungă la procent de branșare de cel puțin 95 % ( excepție fac obiectele aflate în zone fără posibilitate de folosire eficientă a termoficării).

Proiecția anuală pe orizontul strategic de timp privind evoluția necesarului local de încălzire, acc și răcire este redată mai jos:_____________________________________________________________________

Consum mediu anual	UM	2019	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030
încălzire	kWli*!¹	170	170	170	166	161	157	152	143	143	139	134	130
acc	kWL'm^:	42.5	42.5	42.5	42.5	42,5	42,5	42.5	42.5	42,5	42.5	42,5	42.5
Total	kWIVm"	2123	212,5	2B	203	204	199	195	190	186	181	177	172.5

Tabd 5. Proiecția anuala pe orizontul strategic de timp privind evoluția necesarului local de încălzire, acc și răcire

Sursa: calcule consultant

Estimarea cererii la nivelul municipiului Arad, bazată pe datele actuale, este prezentată sintetic in tabelul de mai ios:

	U.M
Cererea de energie termica		TOTAL	populație	instituții publice	operatori economici
actual	MWh/an	267493	188361	34699	22912
	%		68,08	87,57	5,07
Proiecție Municipiu	MWh/an	768214	276677	39625	451912
	%		100	100	100

Tabel 6, Estimarea cererii la nivelul municipiului Arad

Sursa : CETH; calcule consultant

Din datele de calcul privind proiecția bazata pe datele actuale existente si experiența consultantului prezentate mai sus, cererea de energie termică a populației la nivelul municipiului Arad pentru

încălzire,

i calde de consuni și cererea totală este următoarea:

Cererea de energie termica	U.M	TOTAL	populație	instituții publice	operatori economici
Proiecție Municipiu total	MWh/an	768214	276677	39625	451912
incalzire	MWh/an	614571	221341	31700	361530
acc	MWh/an	153642,7	55335	7925	90382

Tabel 7. Tabel Cererea de energie la nivelul municipiului Arad estimată raportat la un grad de branșare de 100%

Sursa : CETH; calcule consultant

Evoluția necesarului de energie termica pentru necesarul de căldură urban este apreciat pentru SACET Arad corelat cu proiectele de retehnologizare ale rețelelor prevăzute in anii următori pentru reducerea pierderilor actuale de la 42,13 % la pierderi „normale” de 12 % la nivelul anului 2028 este prezentata sintetic in tabelul de mai jos :

SACET Arad
Perioada	Cantitate de energie termică vanduta	Cantitate de energie termică pierduta în rețele termice	Cantitate de energie termică pierduta în rețele termice	Cantitate de energie termică produsa în SACET
Perioada	MWh/an	MWh/an	%	MWh/an
2021	184435	134.244	42,13%	318.679
2022	184419	134.259	42,13%	318.679
2023	207141	111.538	35,00%	318.679
2024	223075	95.604	30,00%	318.679
2025	239009	79,670	25,00%	318.679
2026	254943	63.736	20,00%	318.679
2027	270877	47.802	15.00%	318.679
2028	280437	38.241	12,00%	318.679
2029	280437	38.241	12,00%	318.679
2030	280437	38.241	12,00%	318.679
2031	280437	38.241	12,00%	318.679
2032	280437	38.241	12,00%	318.679
2033	280437	38.241	12,00%	318.679
2034	280437	38.241	12,00% X:	JXÎW	^p3659

2035	280437	38.241	12,00%	318.679
2036	280437	38.241	12,00%	318.679
2037	280437	38.241	12,00%	318.679
2038	280437	38.241	12,00%	318.679
2039	280437	38.241	12,00%	318.679
2040	280437	38.241	12,00%	318.679
2041	280437	38.241	12,00%	318.679

Tabel 8. Estimarea evoluție necesarului de energie termica pe o perioadă de 20 ani

Se apreciază ca reducerea pierderilor va fi compensata de rebranșări astfel ca la nivelul anului 2028 cantitatea de căldură vanduta sa ajunga la peste 280.437 MWh . In consecința se apreciaza o cantitate de energie termica la nivelul anului 2021 pe toata durata de analiza

2.5.1 Obiective preconizate a fi atinse prin realizarea investiției publice

Obiective generale

Obiectivul general al proiectului este îmbunătățirea calității factorilor de mediu, ca urmare a investițiilor în infrastructură, impuse de politica de coeziune economico-socială a Uniunii Europene pentru atingerea obiectivului „Convergență".

Obiectivul specific al proiectului constă în stabilirea investițiilor necesare măsurilor de restructurare și reabilitarea sistemului de alimentare centralizată cu energie termică din municipiul Arad, care să asigure conformarea — la cel mai mic cost —■ cu obligațiile de mediu stabilite prin Tratatul de Aderare, precum și cu obiectivele strategiilor și programelor naționale relevante pentru mediu (creșterea eficienței energetice, reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră, creșterea calității serviciului public de alimentare cu energie termică la tarife suportabile pentru populație).

Comisia Europeană a propus, în noiembrie 2021, mai multe modificări la directiva privind eficiența energetică cu scopul unei creșteri a eficienței energetice cu 9% până în anul 2030.

Directiva privind eficiența energetică se adresează în special sectorului public :

- obligație anuală de renovare de 3% pentru toate clădirile publice.

49% cota de energie regenerabilă în clădiri până în 2030

Randamente de producere în conformitate cu BAT pentru obiectul din scenariile propuse:

Cazane apa fierbinte : >= 94 %

Motoare >= 85 %

- Biomasa>=83%

Eficiența rețelelor de termoficare

• Pierderi în rețele : <= 12 %

Economice

- Reducerea semnificativă a consumului specific de combustibili Reducerea cheltuielilor de operare

Reducerea costurilor specifice de producție pentru energia utilă

Sociale

Creșterea accesibilității populației la SACET și sporirea confortului termic

- Mediu
- Emisiile poluante în atmosferă sunt nesemnificative;

Reducerea consumului specific de energie primară pe MWh energie utilă

Având în vedere aspectele prezentate, soluțiile avute în vedere în analiza pentru implementarea unei surse de energie utila la nivelul SACET Arad, prezentate în continuare, trebuie să se bazeze minimum pe obiective specifice prezentate in continuare.

Obiective specifice

Realizarea investiției cu unități de producție eficiente, moderne prin găsirea unor soluții care să acopere necesarul de energie termică de perspectivă pe total sistem de termoficare din Municipiul Arad , având în vedere:

- dinamica consumului de energie termică dată de reducerea consumului prin reabilitarea termică a clădirilor, racordarea de noi consumatori etc.
- creșterea ponderii producției de energie geotermală
- reducerea pierderilor de energie termică din sistemul de transport și distribuție.
- creșterea eficienței energetice prin producerea în cogenerare a unei părți cât mai mari din energia termică;
- creșterea veniturilor prin vânzarea de energie electrică (creșterea producției de energie electrică prin creșterea indicelui de cogenerare) și eliminarea costurilor de achiziție din sistem a energiei electrice pentru servicii proprii pe timp de vară când actuala ITG este indisponibilă;
- reducerea poluării mediului prin utilizarea unor tehnologii moderne și eficiente de producere a energiei.

Obiectivele de protecție a consumatorilor vulnerabili

Consumatorul vulnerabil de energie, este o persoană singură, sau familia care, din motive de sănătate, vârstă, venituri insuficiente sau izolare față de sursele de energie, necesită măsuri de protecție socială și servicii suplimentare pentru a-și asigura cel puțin nevoile energetice minimale. Pentru protecția consumatorilor vulnerabili un obiectiv principal il constituie asigurarea accesibilității energiei din punctul de vedere al prețului precum și asigurarea disponibilității fizice neîntrerupte a resurselor energetice pentru toți consumatorii vulnerabili. După natura lor, măsurile de protecție socială pentru consumatorul vulnerabil de energie pot fi financiare și non financiare. Măsurile de protecție socială financiare constau în acordarea de ajutoare destinate asigurării nevoilor energetice minimale și sunt:

a) ajutor pentru încălzirea locuinței;
b) ajutor pentru consumul de energie destinat acoperirii unei părți din consumul energetic al gospodăriei pe tot parcursul anului;
c) ajutor pentru achiziționarea, în cadrul unei locuințe, de echipamente eficiente din punct de vedere energetic, necesare pentru iluminarea, răcirea, încălzirea și asigurarea apei calde de consum, pentru înlocuirea aparatelor de uz casnic depășite din punct de vedere tehnic și moral cu aparate de uz casnic eficiente din punct de vedere energetic, precum și pentru utilizarea mijloacelor de comunicare care presupun consum de energie;
d) ajutor pentru achiziționarea de produse și servicii în vederea creșterii performanței energetice a clădirilor ori pentru conectarea la sursele de energie

Ajutorul pentru încălzirea locuinței se acordă pentru un singur sistem utilizat pentru încălzirea locuinței, pe perioada sezonului rece. în funcție de sistemul de încălzire utilizat în locuință, categoriile de ajutoare pentru încălzire sunt:

a) ajutor pentru încălzirea locuinței cu energie termică în sistem centralizat, denumit în continuare ajutor pentru energie termică;
b) ajutor pentru gaze naturale;
c) ajutor pentru energie electrică;
d) ajutor pentru combustibili solizi și/sau petrolieri.

In conformitate cu LEGEA nr. 226 din 16 septembrie 2021 privind stabilirea măsurilor de protecție socială pentru consumatorul vulnerabil de energie ajutorul se acordă în funcție de venitul mediu net lunar pe membru de familie sau al persoanei singure, după caz, iar suma aferentă pentru compensarea procentuală se suportă din bugetul de stat.

Autoritățile administrației publice locale pot acorda din bugetele proprii ajutor pentru încălzire familiilor și persoanelor singure. Scenariul de dezvoltare viitoare a SACET Arad trebuie sa prevadă soluții care sa asigure pentru o reducere la maximum a cotei proprii de acoperire a ajutorului de către UAT pentru consumatorii vulnerabili de energie in vederea de respectare a măsurile de protecție socială pentru aceștia în ceea ce privește accesul la resursele energetice pentru satisfacerea nevoilor esențiale ale gospodăriei, în scopul prevenirii și combaterii sărăciei energetice. Pentru a satisface pe cat se poate de bine aceasta cerința scenariul de dezvoltare propus asigura in conformitate cu oportunitățile actuale o eficienta optima atât energetica cat si financiară in vederea reducerii la un minim a bugetului UAT de finanțare a activității SACET Arad.

3 Prezentarea scenariilor tehnico-economice propuse
3 .0 Scenariile și configurațiile tehnice fezabile prezentat

Scenariul SR “iară proiect” cu utilizarea instalației existente (scenariul contrafactual) Scenariul/confîgurația SI cu realizarea unei instalații noi de cogenerare de înaltă eficiență cu 4 motoare

Scenariul/confîgurația S2 cu realizarea unei instalații noi de cogenerare de înaltă eficiență cu 3 motoare

Pentru găsirea soluției optime străduința consultantului s-a axat ca în cadrul studiului de fezabilitate de față să fie identificate scenarii fezabile înlocuitoare pentru producerea energiei termice și electrice în cogenerare, alternative sursei CET care să îndeplinească următoarele cerințe minime energetice , financiare și de mediu :

- sarcina electrică la nivelul de cel puțin : 20 MWe
- eficiență energetică a sistemului > 50

Ponderea resurselor energetice în cadrul sistemului de termoficare: o CHP GN + RES > 50 % ET

o CA GN < 50 % ET

- Combustibil flexibil: Gaz natural 100% (costuri zero)

Gaz natural în amestec cu H2 verde < 20%vol (necesită upgrade*)

Gaz natural în amestec cu H2 verde < 100%vol (necesita upgrade**)

* presupune proiect tehnic de upgrade și completări minime, dacă hidrogenul este livrat în amestec la nivelul stației SRM existente
* * presupune proiect tehnic de upgrade și investiții suplementare de upgrade al echipamentului și de instalații auxiliare

Prag limită de emisii GES : Posibilitatea de a folosi gazul natural în amestec cu gazele regenerabile cu emisii reduse (inclusiv hidrogen verde) cu scopul de a oferi noii centrale posibilitatea să atingă pe durata de viață economică pragul de emisie specifică GES de maximum 250 gCO2eq/kWh pentru capacitățile de cogenerare de înaltă eficiență nou instalate sau modernizat

- Capacitatea noii centrale : Proiectul înlocuiește cel puțin aceeași capacitate a unor centrale electrice și / sau a unor centrale de producere a energiei termice cu emisii semnificativ mai mari de dioxid de carbon (de exemplu, cărbune, lignit sau petrol), astfel ducând la o scădere a emisiilor de gaze cu efect de seră

Durata de implementare a proiectului : Maxim 3 ani de la semnarea contractului de finanțare , fără depășirea datei limită de 30.06.2026

- EEP > 20%

r|g > 90%

- AMC > 1.500 tCO2eq/an
- EE+ET > 85% ... 100%
- RIRE>I4%

în conformitate

- cu condițiile minime de mai sus
- cu tema de proiectare
- cu existența unei situații critice a SACET-ului
- și ținând cont de situația legislației privitoare la viitorul sectorului de producție și distribuție a energiei utile bazată pe cogenerarea de înaltă eficiență în România,

au fost identificate diferite soluții care țin cont de:

- cerințele de ordin tehnic,
- de situația legislației specifice
- și de posibilitățile beneficiarului de finanțare a investiției.

Plecând de la:

- dimensionarea corespunzătoare necesară pentru acoperirea curbei de sarcină
- tehnologiile modeme actuale de producție pentru unitatea de cogenerare UCog. existente pe piață
- necesitatea respectării tuturor cerințelor legislației UE în domeniul protecției mediului
- oportunitățile actuale privind ajutorul de stat

Din scenariile fezabile identificate pentru realizarea obiectivului de investiții pentru componenta de cogenerare „BE” au fost analizate două scenarii de bază fezabile SI și S2 (fiecare cu mai multe opțiuni) și pentru instalația de producție energie termică fără cogenerare bloc cazane CAF ..Ufcog” au fost analizate două scenarii de bază fezabile .

Pentru a găsi o soluție de dezvoltare eficiență a sursei de producție consultantul a identificat și analizat separat opțiuni fezabile pentru sursa de cogenerare Blocul energetic „BE”_ corespunzător cererii de energie termică la baza și la mediul curbei de sarcină , cat și pentru acoperirea necesarului la vârful curbei de sarcină cu cazane cu apa fierbinte CAF. La baza curbei de sarcină este prevăzuta un „BE” cu cogenerare cu funcționare pe biomasă lemnoasa care asigura aburul necesar degazării apei de adaos în rețeaua de termoficare . Au fost identificate în conformitate cu conținutul cadru din Anexa 2 la HG 907/ 2016 soluții fezabile pentru unități de producție energie utila _ termică și electrică_ prin cogenerare de înaltă eficiență de ultima generație cu turbine cu gaz natural și motoare termice.

De asemenea au fost analizate și posibilitățile de folosire a energiei regenerabile accesibila pe plan local.

Nota: în scenariile de dezvoltarea a proiectului de investiții s-a ținut cont de cerințele actuale atât din punct de vedere energetic cat și al unei finanțări optime pentru beneficiarul investiției după cum urmează:

Obiectele de producție îndeplinesc toate pe lângă o eficiență ridicata și cerința de decarbonizare pentru viitorul pe termen mediu și lung _ sunt Hidrogen Ready

La prezentarea tehnica și metodologica consultantul a atins în totalitate cerințele obligatorii pentru finanțarea cu ajutor de stat pentru oportunitățile actuale _ în special cele din Programul de Termoficare și a celor din PNRR

Toate opțiunile analizate îndeplinesc cerința pentru un SACET eficient energetic .

Soluțiile fezabile identificate sunt prezentate în tabelul de mai jos :

Soluția

Tip sistem

Echipamente

Soluția A	Ucog	Cazan de abur înaltă presiune și turbină de abur cu contrapresiune și priză cu capacitatea electrica nominala de 25 MWe + 35 MWt (60t/h, Prize:0,05 bar; 1-6 bar) + Schimbătoare de căldură cu țevi (cazan recuperator), denumit în continuare Ucog
	CHPbio	Centrală termo-electrică pe biomasă cu capacitatea electrica nominala de 1,8 MWe + 5,5 MWt, denumit în continuare CHPbio
	Ufcog	Instalație de producere a energiei termice cu cazane pe gaz cu sarcina termica nominala de 100 MWt, denumit în continuare Ufcog.
Soluția Bl	Ucog	Instalație de cogenerare de înaltă eficiență cu motoare pe gaz cu capacitatea electrica nominala totală de 23,6 MWe + 26,7 MWt, denumit în continuare Ucog.
	CHPbio	Centrală termo-electrică pe biomasă cu capacitatea electrica nominala de 1,8 MWe + 5,5 MWt (obiect 2), denumit în continuare CHPbio
	Ufcog	Instalație de producere a energiei termice cu cazane pe gaz cu sarcina termica nominala de 100 MWt si un cazan cu abur de 6 t/h, denumit în continuare Ufcog.
Soluția B2	Ucog	Instalație de cogenerare de înaltă eficiență cu motoare pe gaz cu capacitatea electrica nominala totală de 31,2 MWe + 26,7 MWt, denumit în continuare Ucog
	CHPbio	Centrală termo-electrică pe biomasă cu capacitatea electrica nominala de 1,8 MWe + 5,5 MWt (obiect 2), denumit în continuare CHPbio
	Ufcog	Instalație de producere a energiei termice cu cazane pe gaz cu sarcina termica nominala de 100 MWt si un cazan cu abur de 6 t/h (obiect 3), denumit în continuare Ufcog.
Soluția C	Ucog	Unitate de cogenerare (Turbine cu gaze în dimensiunile de sarcină electrică din “clasa” de 25 MWe) + 26,7 MWt prin Schimbătoare de căldură cu țevi (cazan recuperator), denumit în continuare Ucog.
	CHPbio	Centrală termo-electrică pe biomasă cu capacitatea electrica nominala de 1,8 MWe + 5,5 MWt (obiect 2), denumit în continuare CHPbio
	Ufcog	Instalație de producere a energiei termice cu cazane pe K gaz cu sarcina termica nominala de 100 MWt si un cazan cu abur de 6 t/h, denumit în continuare Ufcog. 1

Tabel 9. Soluții fezabile identificate

3.0.1 Soluția A

Ucog

Configurația instalației de cogenerare include un cazan de abur înaltă presiune și o turbină de abur cu contrapresiune și priză cu capacitatea electrică nominală de 25 MWe + 35 MWt (60f h, Prize:0,05 bar; 1-6 bar) + Schimbătoare de căldură cu țevi (cazan recuperator).

Instalația de cogenerare de înaltă eficiență cu cazan de abur și turbină de abur de ultimă generație cu parametrii de operare optimi, este o alternativă fezabilă care poate să asigure producția de energie utilă la baza curbei de sarcină. Pentru operare CET are personal corespunzător cu experiența necesară.

Configurația tehnică asigură:

- o producție de abur tehnologic utilizabil pentru degazarea apei de termoficare / apei de adaos - o producție de apă calda pentru termoficare și pentru preîncălzirea apei de adaos
- o producție de energie electrică pentru piața liberă

Instalația de cogenerare utilizează la intrare combustibil de bază gaz natural. Instalațiile de ardere care compun centrala sunt:

Cazan de abur, care va utiliza drept combustibil principal un combustibil gaz natural

- Turbina de abur, care va utiliza drept combustibil principal aburul produs de cazanul de abur, echipat cu prize reglabile
- Schimbătoare de căldură cu țevi (cazan recuperator), pentru producere apă fierbinte pentru termoficare

Ucog.bio

Configurația include o instalație de producere energie termică cu funcționare pe biomasă lemnoasă, inclusiv cogenerare de înaltă eficiență cu capacitatea electrică nominală de cca. 1,8 MWe și capacitatea termică de cca. 5,5 MWt. Tipul de combustibil utilizat este acceptat ca resursă energetică regenerabilă (R.ES). Această instalație de producere ET din resurse regenerabile mai este denumită în contextul acestui studiu și centrală pe biomasă CB, sau centrală termo-electrică pe biomasă CTEB).

Configurația tehnică asigură:

o producție de abur tehnologic utilizabil pentru degazarea apei de termoficare / apei de adaos - o producție de apa caldă pentru termoficare și pentru preîncălzirea apei de adaos

- o producție de energie electrică utilizabilă pentru compensarea consumului tehnologic intern al noii centrale

Centrala termo-electrică utilizează la intrare combustibil de bază biomasă solidă lemnoasă, convertită intern prin gazeificare în combustibil principal de ardere sub formă atât gazoasă cât și lichidă. Instalațiile de ardere care compun centrala pe biomasă sunt:

- Cazan de abur, care va utiliza drept combustibil principal un combustibil mixt, lichid și gazos. Combustibilul lichid este combustibilul primar, iar combustibilul gazos este combustibilul secundar.
- Instalație de cogenerare, care va utiliza drept combustibil princi gazos (combustibil primar)

Mai multe detalii despre această configurație se regăsesc în cap. 5.3.2.

Ufcog

Această instalație cu cazane de apă caldă / fierbinte care utilizează gaz combustibil se constituie ca o sursă auxiliară instalației de cogenerare de înaltă eficiență, absolut indispensabilă pentru asigurarea necesarului de energie termică în regimul de vârf așa cum a fost el definit anterior. Capacitatea propusă ține cont de diferența de capacitate între necesarul maxim de căldură și capacitatea nominală de producere a instalației de cogenerare de înaltă eficiență în regim de bază. De asemenea, capacitatea instalației auxiliare cu cazane este capabilă să înlocuiască în orice moment una sau mai multe unități de cogenerare care alcătuiesc instalația de cogenerare de înaltă eficiență, dacă aceasta / acestea devin indisponibile din orice motiv. Având în vedere aceste considerente, cazanele au fost alese să asigure o capacitate termică totală de 100 MWt și un randament termic de minim 95%.

Pentru asigurarea flexibilității obligatoriu necesare în operare, numărul de cazane a fost ales în mod optim de 4 unități, însemnând o capacitate termică individuală a unui cazan de 25 MWt. Această capacitate poate fi fabricată și asamblată în fabrică, scurtându-se astfel timpul de implementare și punere în funcțiune. Totodată, se poate asigura cu această soluție o plajă largă de operare a sarcinii, de la cca. 5% la 100%.

Cazanele vor utiliza la intrare combustibil de bază gaz natural. Configurația aleasă acceptă la acest moment un conținut de hidrogen verde de până la 20%vol în compoziția gazului natural. De asemenea, configurația permite actualizarea ulterioară după implementare (upgrade) cu o instalație de ardere care să permită trecerea la un conținut de hidrogen verde într-o mai mare proporție, atunci când alimentarea cu amestec gaz natural + hidrogen va putea fi asigurată în mod fezabîl și facil. Mai multe detalii despre această configurație se regăsesc în cap. 5.3.3 (se vor ignora specificațiile privind cazanul de abur).

3.0.2 Soluția Bl și B2

Soluțiile se bazează pe unitate de cogenerare cu motoare cu ardere interna utilizând ca energie primară gaz natural cu sistem de recuperare de căldură pentru termofîcare.

Aceste soluții au la bază o instalație de cogenerare cu motoare cu ardere internă utilizând ca energie primară gaz natural, echipate cu sisteme de recuperare a căldurii pentru termofîcare.

Descriere generală

Ambele soluții Bl și B2 au prevăzută ca tehnologie de cogenerare motoarele termice cu gaz, de ultimă generație. Cele mai recente tipuri de motoare pe gaz sunt echipate cu turbocompresoare cu două trepte, cu un nou proces de combustie (reglarea timpurie și tardivă a supapei de admisie a gazului). Datorită încărcării mai mari obținute astfel, puterea specifică a motorului poate fi mărită la o presiune medie efectivă de mai bine de 20 bar. în combinație cu un proces complex de combustie și de sincronizare a supapelor rezultă o creștere a eficienței electrice a motoarelor de până la cca. 50 %.

Temperatura de proces mai scăzută reduce tendința de a abate de la parametrii de funcționare declarați respectiv menține constant nivelul emisiilor de NOx (oxizii de azot). Deoarece motoarele cu turbocompresoare în două trepte permit temperaturi mai ridicate ale apei de răcire pentru etapă de răcire a aerului de încărcare, poate fi utilizată întreaga căldură de răcire a aerului încărcare. Astfel eficiența generală a motorului pe gaz modern a crescut cu trei până la p ,, procentuale datorită îmbunătățirii procesului de ardere internă a motorului precum și a pc^i de recuperare a unui procent mai mare din căldura totală de răcire a motorului.

Cele mai performanțe motoare din punct de vedere al eficienței electrice și al randamentului global sunt cele la care se folosește Ciclul Miller.

O schema generală de principiu pentru CHP, exemplificată pentru un motor termic având capacitatea de IMWe, este prezentată mai jos:

O schema generală de principiu pentru CHP. cu sarcina electrică de 1 MW este prezentată mai jos:

Legenda:

Cogeneration unit _ Agregatul de cogenerare

Losses _ Pierderi

Thermal energy - Energie termică

Electrica! energy — Energie electrică

Natural gas - Gaz natural combustibil

Configurația tehnică asigură:

- o producție de energie electrică pentru piața liberă
- o producție de apă caldă pentru termoficare și pentru preîncălzirea apei de adaos

Unitatea de cogenerare utilizează la intrare combustibil de bază gaz natural.

Fiecare instalație de cogenerare va fi compusă din următoarele elemente principale:

- GenSet

o motor cu ardere internă, cu pistoane și cilindri în V, cu aprindere prin scântei o turbocompresor cu două trepte o filtru aer de combustie o răcitoare de aer o răcitoare de apă o răcitoare de ulei o generator electric o cuplaj motor-generator o cadru metalic suport o cabinete electrice de alimentare și control

Auxiliare GenSet necesare operării corespunzătoare în cadrul sursei o schimbătoare de căldură recuperatoare de căldură o pompe de apă o radiatoare de evacuare a căldurii o sistem de pornire cu aer comprimat o sistem de alimentare cu ulei o sistem de alimentare cu apă de răcire o sistem de reducere emisii poluante o alte sisteme suport necesare

Pentru asigurarea flexibilității obligatoriu necesare în operare și extinderea domeniului de operare la sarcini mici, se vor alege configurații care să includă un număr optim de motoare prin care să se maximizeze totodată eficiența electrică și eficiența globală oferită. Astfel, prin utilizarea unui număr de 4 motoare, instalația ar oferi un randament electric de pana la 42% în timp ce, prin utilizarea unui număr de 3 motoare instalația ar oferi un randament electric de peste 48%.

Motoarele propuse vor utiliza la intrare combustibil de bază gaz natural pentru utilizarea în primii ani de exploatare. Configurația aleasă acceptă la acest moment un conținut de hidrogen verde de până la 25%vol în compoziția gazului natural. De asemenea, configurația permite actualizarea ulterioară după implementare (upgrade) cu ansamblul de ardere care să permită trecerea la un conținut de hidrogen verde într-o mai mare proporție, atunci când alimentarea cu amestec gaz natural + hidrogen va putea fi asigurată în mod fezabil și facil.

3.0.2.1 Soluția Bl

Ucog.

Instalație de cogenerare de înaltă eficiență cu 4 (patru) motoare pe gaz cu capacitatea nominala totală de 23,6 MWe + 26,7 MWt, denumit în continuare Ucog.

Această configurație include o instalație de cogenerare de înaltă eficiență cu 4 (patru) motoare pe gaz cu capacitatea nominală totală de 23,6 MWe 4* 26,7 MWt și capacitatea nominală individuală de cca. 5,9 MWe + 6,7 MWt, în condiții de referință ISO (aer cu 25 "C și 30 %RH, la altitudinea de 100 m, generator 10,5kV cu cos(<p) = 1,0).

în funcție de utilizarea temperaturii gazelor arse și de condițiile ambientale specifice amplasamentului, randamentul electric poate ajunge până la cca. 42%. Motorul operează stabil pe un domeniu larg al sarcinii electrice, între 30% și 100%. Motorul pornește în decurs de cca. 10 minute, din stand-by la sarcina 0% până la sarcina nominală 100%.

Ucog.bio

Vezi descrierea prezentată pentru Soluția A și detaliile din cap. 5.3.2.

Ufcog

Vezi descrierea prezentată pentru Soluția A și detaliile din cap. 5.3.3.

3.0.2.2 Soluția B2 Ucog.

Instalație de cogenerare de înaltă eficiență cu 3 (trei) motoare pe gaz cu capacitatea n de 31,2 MWe + 26,7 MWt, denumit în continuare Ucog

Descriere și performanțe Motor 10,4 Mwe

Această configurație include o instalație de cogenerare de înaltă eficiență cu 3 (trei) motoare p cu capacitatea nominală totală de 31,2 MWe + 26,7 MWt și capacitatea nominală individuală de cca.

10,4 MWe + 8,9 MWt, în condiții de referință ISO (aer cu 25 °C și 30 %RH, la altitudinea de 100 m, generator 10,5kV cu cos(cp) = 1.0).

în funcție de utilizarea temperaturii gazelor arse și de condițiile ambientale specifice amplasamentului, randamentul electric poate ajunge la peste cca. 49%. Motorul operează stabil pe un domeniu larg al sarcinii electrice, între 30% și 100%. Motorul pornește în decurs de cca. 10 minute, din stand-by la sarcina 0% până la sarcina nominală 100%.

Performantele orientative ale motorului sunt prezentate mai jos :

Performanțele motorului de			10,4 MWe + 8,9 MWt
Sarcina nom. combustibil la încărcarea de 100%		Sarcina. mecanică	Sarcina, electrică	Sarcina termică utilă
Sarcina nom. combustibil la încărcarea de 100%		Sarcina. mecanică	Sarcina, electrică	Aer	Ulei	Apa răcire motor	Gaze esap. 120 °C	Sare. term. total
kWh	Nm3/h	kW	kW	kW	kW	kW	kW	kW
21.984	2.314	10.789	10.400	3.507	1.177	1.197	3.019	8.900

Tabel 10. Exemplu Performanțe motor 10,4 MWe + 8,9MWt be baza unei simulări făcute de producător

Un exemplu de bilanț energetic posibil la realizarea BE este redat mai jos in Schema de recuperare a energiei termice Ucog. B2 (Unitate recuperare căldura);

BILANȚ ENERGETIC CHP MOTOR 10,4 MWe + 8,9 MWt - performanțe minime

Ucog.bio

Vezi descrierea prezentată pentru Soluția A și detaliile din cap. 5.3.2.

Ufcog

Vezi descrierea prezentată pentru Soluția A și detaliile din cap. 5.3.3.

Opțiune pentru soluțiile Bl și B2

Opțional pentru îmbunătățirea performanțelor pentru soluțiile Bl și B2 se poate folosi în combinație cu turboagregatul și o unitate de recuperare căldură reziduală cu pompa de căldură.

Această configurație implică o instalație de cogenerare cu turbină cu gaze cu o capacitate electrică nominală de 25 MWe și un recuperator de căldură gaze/apă cu o capacitate termică de cca. 26,7 MWt, în condiții de referință ISO (aer cu 15 "C și 60 %RH, la altitudinea de 100 m, generator 10,5kV cu cos(<p) = 1,0).

Configurația prezintă avantajul flexibilității cheltuielilor de operare, mai reduse, însă din perspectiva numărului de unități generatoare (1 genset) există riscuri mai mari pentru indisponibilitate și în consecință producția în cogenerare s-ar putea diminua.

Configurația tehnică asigură:

- o producție de apă caldă pentru termoficare și pentru preîncălzirea apei de adaos
- o producție de energie electrică pentru piața liberă

Instalația de cogenerare utilizează la intrare combustibil de bază gaz natural. Instalațiile de ardere care compun centrala sunt:

- Turbina de gaz, care va utiliza drept combustibil principal gaz natural comprimat
- Recuperatorul de căldură generator de apă caldă pentru termoficare

Ucog.bio

Vezi descrierea prezentată pentru Soluția A și detaliile din cap. 5.3.2.

Ufcog

Vezi descrierea prezentată pentru Soluția A și detaliile din cap. 5.3.3.

3.1 Particularități ale amplasamentului:

a) descrierea amplasamentului (localizare - intravilan/extravilan, suprafața terenului, dimensiuni în plan, regim juridic - natura proprietății sau titlul de proprietate, servituți, drept de preempțiune, zonă de utilitate publică, informații/obligații/constrângeri extrase din documentațiile de urbanism, după caz);

Municipiul Arad este reședința județului Arad, județ localizat în partea de vest a României, care se întinde de la Munții Apuseni până la câmpia largă formată de râurile Mureș și Crișul Alb. Se învecinează la nord și nord-est cu județul Bihor, la est cu județul Alba, la sud-est cu județul Hunedoara, la sud cu județul Timiș și la vest cu Ungaria.

Figura !0. Județul Arad

Locul propus pentru amplasarea noii configurații de producere a energiei termice și electrice este în incinta actuală a CETH Arad, pe un teren situat în strada Ion Neculce, identificat prin numerele cadastrale de carte funciară nr. 307811,307809, și 359603 (vezi anexele). Terenul propus se află în proprietatea publică a Municipiului Arad și administrat de CET Hidrocarburi SA (CETH).

Terenurile alocate proiectului de investiție au o suprafață totală de aproximativ 20.700 m2, după cum se poate observa în cadrul planului de alocare propus. Terenul este împrejmuit la exterior cu gard de beton. Actualmente, terenul alocat include obiecte (clădiri, echipamente industriale) și instalații / rețele ale centralei termo-electrice existente în incintă; o parte din aceste obiecte sunt necesare să fie păstrate în noua configurație a centralei (stațiile electrice SE 6kV SI I și TP3. împreună cu cablurile aferente, magistrale de termoficare tur/retur și auxiliare aferente, conductă de gaz, etc.), în timp ce altă parte a obiectelor vor trebui desființate în vederea dezvoltării proiectului (stație pompe păcură și auxiliare, rezervoare de păcură subterane și supraterane, turn de răcire, cazanele CAF4 și CAF5, magazia de substanțe chimice, rezervor stocare HCI, conducte de păcură, etc) sau relocate acolo unde este cazul (rețele de apă).

Soluția propusă a ținut cont de accesul facil Ia noua centrală. Astfel, accesul rutier din exterior la amplasamentul propus, pentru execuția lucrărilor, pentru exploatare, pentru accesul mașinilor de intervenție a pompierilor, se poate realiza fie din strada Ion Neculce, fie din strada Voievod Moga. Totodată, accesul la terenul alocat dezvoltării noii surse se poate realiza și din interiorul incintei CETH, prin utilizarea accesului rutier disponibil din bulevardul Nicolae Titulescu sau din Calea luliu Maniu.

De asemenea. în imediata vecinătate a terenului se află o linie de cale ferată funcțională, care face

legătura între gara CF Arad și gara CF Timișoara, pentru transport public de perso marfa. Soluția propusa a ținut cont de gardul existent separator între terenul prq

snort de re și

•O PROARCOR

CONSULTING

terenul utilizat de calea ferată. în vederea realizării construcțiilor aferente noii centrale, se va ține cont în faza de proiectare PT-pDE de toate condițiile tehnice, inclusiv obținerea de avize din partea CFR dacă este cazul.

Zona SI, conform plan de amplasament anexat se compune din Nr. cadastral 307811 - 9470 mp

PROARCOR

Nr. cadastral 307809 —9522 mp

în vederea realizării lucrărilor, Beneficiarul va asigura eliberarea amplasamentului de materialele și echipamentele care sunt în prezent depozitate pe teren.

în amplasamentul alocat pentru noua centrală s-au constatat o serie de clădiri, instalații și facilități tehnologice, unele utilizate altele neutilizate în prezent. Obiectele neutilizabile din amplasamentul de proiect vor trebui obligatoriu dezafectate prin operațiuni de demontare, demolare, etc. Respectivele construcții și instalații pot fi identificate în planul de situație inclus în secțiunea Anexe.

Totodată, în amplasament sunt depozitate diverse echipamente și materiale vechi. Acestea vor necesita îndepărtarea lor din amplasament, de către beneficiar, înainte de începerea efectivă a lucrărilor.

Având în vedere solicitarea beneficiarului de a include lucrările necesare pentru aducerea terenului de proiect la stadiul de construire, în urma evaluării condițiilor s-au identificat următoarele operațiuni necesare în vederea pregătirii terenului pentru construirea centralei:

a) în zona 1 de proiect (terenul SI):

Demolare magazie de substanțe chimice

Demolare platforme de beton, după cum este cazul

Demolare cale ferată industrială, dacă este cazul

Defrișare spații verzi în zonă (arbuști, mărăciniș, etc.), unde este cazul

Demolare drumuri betonate / asfaltate, dacă este cazul

Demolare drumuri asfaltate, dacă este necesar

Demolare alei/trotuare din jurul clădirilor

Demolare cămine de canalizare, drenaje, dacă este cazul

- Demontare suporți din beton/metal, stâlpi, daca este cazul
- Demontare echipamente și instalații tehnologice din stația de pompare păcură

Demolare clădire stație de pompare păcură

- Demolare platforme stație de pompare păcură

Demolare decantor stație de pompare păcură

Demolare rezervoare de păcură nr. 1-4

Demontare conducte de păcură

Demolare turn de răcire, fundații și canale aferente

Demolare rezervor de HC1 și anexe

Demontări de conducte, unde este cazul

Relocări de conducte, unde este cazul

b) în zona 2 de proiect (terenul S2):

Demontare echipamente electrice aferente TP8-TR11-TRI2

Demolare construcție TP8

Demontare rezervor existent lângă TP8

Demolare construcție CAF6

Demolare garaj auto nr. 2

Demolare rezervoare existente lângă garaj auto

Demolare cămine de canalizare, drenaje, dacă este cazul

Refacere trasee de conducte existente în proximitate, dacă este cazul

c) în zona 3 de proiect (alte suprafețe din incinta CETH):

- Nu sunt prevăzute lucrări de dezafectare și demolare la clădirile și instalațiile existente CETH Demontări izolații termice, aparataje și conducte aferente degazorului termic existent, în scopul modernizării / reabilitării

Curățire, verificare și reparații degazor existent

Toate instalațiile întâlnite în zona de teren alocată dezvoltării proiectului vor fi înlăturate în măsura în care este posibil (costuri incluse în bugetul de proiect), sau vor fi deviate dacă există condiționalități de păstrare în funcțiune a acestora; în cazul din urmă, cheltuielile pentru acest tip de lucrări vor fi decontate din bugetul de cheltuieli diverse și neprevăzute (cap. 5.3 DG).

Dacă este cazul, anumite părți de construcție pot face obiectul unor evaluări / expertize în vederea înglobării fundațiilor existente (părți din acestea) în structura de rezistență nou proiectată. Se vor realiza umpluturi până la cota de fundare, umpluturi ce se vor realiza din balast stabilizat cu ciment, unde e cazul.

b) relații cu zone învecinate, accesuri existente și/sau căi de acces posibile;

Accesul la parcela alocată dezvoltării noii surse cu unitate de cogenerare de înaltă eficiență se poate realiza din interiorul incintei CETH, prin utilizarea accesului din bd. Nicolae Titulescu, din Calea luliu Maniu, sau din strada Neculce.

c) orientări propuse față de punctele cardinale și față de punctele de interes naturale sau construite;

Orientările construcțiilor și a echipamentelor propuse s-au făcut pe baza recomandărilor certificatului de urbanism, respectând P.O.T, C.U.T, și ținându-se cont de indicatorii urbanistici relevanți din document.

d) surse de poluare existente în zonă;

Pe lângă sursa de producție actuală a CET Hidrocarburi Arad SA, în zona proiectului propus, nu sunt existente surse de poluare semnificative.

e) date climatice și particularități de relief;

Date climatice și de relief:

Clima orașului este continental-moderată, cu slabe influențe mediteraneene, vara înregistrându-se o temperatură medie de 21 °C și iarna o temperatura medie de -1 °C. Date geo climatice :

Zona climatică: II, temperatura exterioară de calcul = -15°C (conf. SR 1907-1/2014).

Zona eoliană: IV, viteza convențională a vântului (conf. SR 1907-1/2014):

Durata perioadei de încălzire pentru temperatura exterioară medie zilnică de 120C: 188 zile (conf. SR 4839/2014). Temperatura de 12°C este temperatura exterioară medie zilnică care marchează începutul/opririi încălzirii.

Altitudinea: 117 m (conf. SR 4839/2014).

Cantitatea medie multianuală de precipitații este de 582 mm. Cele mai mari cantități de precipitații se înregistrează în luna iunie (88,6 mm), în general sezonul cald înregistrând 58% din cantitatea totală ca o consecință directă a dominației vânturilor din vest. Se mai înregistrează un maxim secundar în lunile de toamnă (24% din cantitatea medie anuală). Intre cele două maxime se intercalează un minim principal: februarie, martie, cu cea mai scăzută valoare de 30 mm și un alt minim în septembrie de 36,5 mm.

Datorită poziției în câmpie a Aradului, zona este supusă tot timpul anului advecției aerului umed din vest și ascensiunea sa în contact cu rama muntoasă a Apusenilor, de aici și explicația frecvenței ridicate a zilelor cu precipitații de 120.

Valoarea medie anuală a umidității relative este de 76%.

Frecvența medie a circulației maselor de aer este cea sud-estică, frecvența maximă fiind atinsă în luna octombrie (22,6%), urmată de cea sudică în noiembrie (18,9%), de cea nord-estică în mai (17,8%) și cea nord-vestică în iulie (15,0%).

/) existența unor:

rețele edilitare în amplasament care ar necesita relocare/protejare, în măsura în care pot fi identificate:

La momentul redactării, nu sunt cunoscute toate detaliile privind amplasamentul și existența unor rețele care ar necesita relocare. Eventualele măsuri de relocare și/sau protejare vor fi identificate și

dezvoltate în etapele viitoare de definire a proiectului (PT).

posibile interferențe cu monumente istorice/de arhitectură sau situri amplasament sau în zona imediat învecinată; existența condiționărilor s existenței unor zone protejate sau de protecție:

Pe amplasamentul propus sau în imediata apropiere nu se situează monumente istorice sau de arhitectură, situri arheologice, sau zone protejate.

- terenuri care aparțin unor instituții care fac parte din sistemul de apărare, ordine publică și siguranță națională:

Nu este cazul. Terenul alocat permite accesul independent la drumurile publice.

g) caracteristici geofizice ale terenului din amplasament — extras din studiul geotehnic elaborat conform normativelor în vigoare, cuprinzând:

(i) date privind zonarea seismică:

în conformitate cu Codul PI00-1/2013, perioada de colț Tc = 0,7s. Factorul de amplificare dinamică maximă a accelerației orizontale a terenului de către structură po = 2,5. Spectrul normalizat de răspuns elastic Se(T) = ag P(T) se consideră pt. Zona Banat (fig. 3.4 din codul menționat) iar accelerația orizontală a terenului pt. proiectare ag = 0,20g.

Romania -Zonarea valorilor de vârf ale accelerației terenului pentru proiectare ag cu IMR - 225 ani si 20% probabilitate de depășire in 50ani

Zonarea teritoriului României în termeni de perioadă de control (colț) Tc a spectrului de răspuns -P100-1/2013

(ii) date preliminare asupra naturii terenului de fundare, inclusiv presiunea convențională și nivelul maxim al apelor freatice;

Pânza de apă freatică

Din punct de vedere al gospodăririi apelor se menționează ca realizarea investiției de fata nu influențează regimul apelor subterane sau de suprafața.

Adâncimea de îngheț

Adâncimea de inghet in zona cercetata este de 60 cm ... 70 cm, conform STAS 6054-77.

Caracteristicile fizico-mecanice ale terenului

Traseul conductelor de alimentare cu energie termica este amplasat in zone stabile, neafectate de alunecări de teren.

Din punct de vedere al rezistentei la sapare, (Indicator de norma de Deviz TS/1981) pământurile se pot incadrea astfel :

Săpătură manuala — teren categoria ușor, mijlociu;

Săpătură mecanica — teren categoria II;

Stratificatiile solului in amplasament este format din nisip argilos gălbui, plastic vârtos, nisip prafos gălbui, cu intercalați! roșiatice, cu indesare mediu, nisip mijlociu si mare cu pietriș, indesat.

Presiunea convențională de bază • Pconv = 230 kPa

Apa subterană, la data efectuării forajului 18.02.2020, a fost interceptată la adâncimea dj fiind cu caracter ușor ascensional. Se apreciază că nivelul maxim poate ajunge până la m față de cota terenului natural. Din buletinul de analiză chimică pe sol nr. 14.496 /2(z faptul că solul nu prezintă agresivitate chimică față de betoane

(iii) date geologice generale;

Din punct de vedere geomorfologic, amplasamentul cercetat se găsește într-o zona de câmpie joasa de tip aluviala de subsidenta recenta, formata in perioada cuatemara din depozite fluvio-lacustre (argile, nisipuri, pietri uri), având suprafața relativ plana, cu altitudini cuprinse 80 m ... 90 m. Amplasamentul nu este afectat de fenomene fizico-mecanice care sa-i pericliteze stabilitatea prin fenomene de alunecare.

Din punct de vedere geologic zona aparține Bazinului Panonic, coloana litologica a acestui areal cuprinzând un etaj inferior afectat tectonic si o cuvertura posttectonica.

Depozitele cuatemare cele care constituie terenurile de fundare, sunt reprezentate in general prin trei tipuri genetice de formațiuni:

• Aluvionare - aluviuni vechi si noi ale râurilor regiunea si intra in constituția teraselor si luncilor acestora;
• Gravitaționale - reprezentate prin alunecări de teren si deluvii de panta, ce se dezvolta in zona de ..rama" a depresiunii.

Cu geneza mixta ( eoliana, deluvial-proluviala) - reprezentate prin argile cu concretiuni feromanganoase si depozite de piemont.

(iv) date geotehnice obținute din: planuri cu amplasamentul forajelor, fișe complexe cu rezultatele determinărilor de laborator, analiza apei subterane, raportul geotehnic cu recomandările pentru fundare și consolidări, hărți de zonare geotehnică, arhive accesibile, după caz;

Pentru noua investiție se va utiliza studiul geotehnic efectuat pe amplasament. Acest studiu prezintă date relevante asupra stratificației solului si a condițiilor de fundare.

Factorii de care depinde riscul geotehnic, exprimat prin categoria geotehnică, sunt menționați mai jos și adaptați obiectivului în studiu, rezultând un punctaj conform tabelului de mai jos , astfel :

FACTOR		PUNCTAJ
Condiții teren	Teren mediu	3
Apă subterană	Fără epuismente	1
Clasificare construcție	Normală	3
Vecinătăți	Fără riscuri	1
Seismicitate	ag = 0,20 g	2
Risc geotehnic		10

Tabel II. Factorii de care depinde riscul geotehnic

Conform normativului NP074/2014, pentru un total de 10 puncte riscul geotehnic este moderat, adica categoria geotehnică 2.

Categoria geotehnică 2, include tipuri uzuale de încercări asupra terenului și lucrări și fundații fără riscuri anormale sau condiții de teren și de solicitare neobișnuite.

Categoria geotehnică 2 obligă la obținerea de date cantitative și calcule geotehnice, dar cu folosirea încercărilor de rutină pentru laborator și de teren, pentru proiectarea și execuția c

Stratificația interceptată în foraj este :

- 0,00 + - 1,60 m - umplutură heterogenă, necompactată, cu grosime variabilă în limitele amplasamentului.
- 1,60 + - 2,00 m-argilă, cafenie, plastic consistentă, Ic -0,61.
- 2,00 -t- - 2,60 m - argilă, cafenie, plastic consistentă spre vârtoasă, Ic = 0,75.
- 2,60 - 8,00 m - argilă, cafenie, plastic consistentă spre vârtoasă, saturată în bază, strat neepuizat, Ic = 0,80.

Pachetul de pământuri coezive este în stare plastic consistentă spre vârtoasă (Ic = 0,73 ... 0,83) fiind cu compresibilitate mare (M = 7924 ... 8498 kPa) conform aprecierii pe baza sondajului de penetrare și analizei de laborator

Concluzii și recomandări

Pe baza elementelor prezentate în studiul geotehnic se pot sintetiza următoarele concluzii și recomandări.

Stabilitatea terenului este asigurată iar lucrările de prospectare geotehnică au scos în evidență o omogenitate relativ bună în ceea ce privește stratificația terenului de pe amplasament.

La suprafața terenului până la adâncimea de 1,60 m este un strat de umplutură heterogenă, necompactată, cu resturi de materiale de construcții.

De la adâncimea de 1,60 m este un strat de pământ coeziv, cafeniu, plastic consistent spre vârtos și cu compresibilitate mare, neepuizat până la -8,00 m.

Apa subterană, la data efectuării forajului 18.02.2020, a fost interceptată la adâncimea de -6,20 m, fiind cu caracter ușor ascensional. Se apreciază că nivelul maxim poate ajunge până la cota de -3,50 m față de cota terenului natural. Din buletinul de analiză chimică pe sol nr. 14.496 /2020 rezultă faptul că solul nu prezintă agresivitate chimică față de betoane.

Pentru construcțiile ce urmează să se execute, se recomandă fundarea directă la adâncimea minimă Dfmin = 2,00 m față de nivelul terenului natural, adâncime ce urmează să fie definitivată de proiectant conf. Normativ NP 112-2013.

Deoarece grosimea stratului de umplutură este variabilă în limitele amplasamentului, nu este exclus ca la deschiderea săpăturii să se modifice cota finală de fundare.

Față de cele menționate la punctul anterior stratul de teren de la nivelul tălpii fundației este un strat de argilă, cafenie, plastic consistentă spre vârtoasă, interceptată până la adâncimea de 8,00 m.

în faza de predimensionare a noilor fundații, drept capacitate portantă a terenului se va admite pconv stabilit în funcție de presiunea convențională de bază pconv ( pt. B - 1,00 m și Df * 2,00 m) corectată pentru lățimea și adâncimea de fundare corespunzătoare fundației

dimensionate și pentru gruparea de încărcări, conf. STAS 3300/2-85.

Pentru stratul menționat, care poate veni în contact cu talpa fundației, în funcție de adâncimea

de fundare adoptată, presiunea convențională de bază : pconv = 230 kPa

în conformitate cu STAS 3300/2-85, pentru construcții obișnuite, nesensibile la tasări diferențiate și terenuri bune de fundare, se pot folosi presiunile convenționale și în faza de

dimensionare a fundațiilor, situație în care se încadrează și cazul analizat. La proiectarea infrastructurii se va ține seama de prescripțiil^î proiectarea structurilor de fundare directă’ indicativ NP 112 - 201/L

Clasele de expunere pentru betoanele din infrastructură: La stabilirea clasei minime de beton și a tipului de ciment folosit pentru betoanele infrastructurii, se va ține seama și de clasa de expunere în raport cu nivelul și agresivitatea apei subterane, conform SR EN 206-1 și Codului CP 012/1:2007 și anume:

o Clasa de expunere XC2 (umed, rareori uscat), pentru fundațiile situate sub nivelul de îngheț, la care corespunde o clasă de rezistență a betonului CI6/20, cu dozaj minim de ciment 260Kg/m3., conform Tabelului Fl.l din codul de practica CP 012/1/2007 intitulat “Cod de practică pentru producerea betonului”.

o Combinația de clasa de expunere XC4+XF1, pentru elementele exterioare expuse la îngheț și în contact cu apa de ploaie (fundații deasupra nivelului de îngheț), la care corespunde o clasă de rezistență a betonului C25/30, cu un dozaj minim de ciment 300Kg/m3., conform Tabelului Fl.l din codul de practica CP 012/1/2007 intitulat “Cod de practică pentru producerea betonului”.

Se recomandă executarea unei centuri suplimentare la talpa fundației pentru o mai bună rigidizare a construcției.

Din punct de vedere al rezistenței la săpare terenurile interceptate se încadrează la terenuri mijlocii.

Lucrările de terasamente, inclusiv cele aferente (săpături, sprijiniri, umpluturi etc.) se vor executa cu respectarea întocmai a tuturor normativelor în vigoare cu privire la aceste lucrări (C 169-83, Ts inclusiv normele de protecția muncii, etc.) prevederi de care trebuie să se țină seama la toate lucrările de construcții până la cota ± 0,00 m a construcției.

După realizarea săpăturilor pentru fundații, constructorul împreună cu beneficiarului vor solicita prezența proiectantului de rezistență și a geotehnicianului pentru aprecierea calității terenului de fundare identificat punctual, geotehnicianul urmând să analizeze și să completeze (prin investigații de penetrare sau alte încercări specifice) elementele necesare executării fundațiilor proiectate.

(v) încadrarea în zone de risc (cutremur, alunecări de teren, inundații) în conformitate cu reglementările tehnice în vigoare;

Conform studiu geotehnic de mai sus.

(vi) caracteristici din punct de vedere hidrologic stabilite în baza studiilor existente, a documentărilor, cu indicarea surselor de informare enunțate bibliografic.

Nu este cazul.

3.2 Descrierea din punct de vedere tehnic, constructiv, funcțional-arhitectural și tehnologic:

3.2.1 Scenarii și configurații tehnice fezabile identificate și prezentate

Pentru a găsi o soluție de dezvoltare eficienta a sursei de producție consultantul a identificat și analizat separat opțiuni fezabile pentru sursa de cogenerare _ Blocul energetic „BE”_ corespunzător cererii de energie termica la baza și la mediul curbei de sarcină , cat și pentru acoperirea necesarului la vârful curbei de sarcină cu cazane cu apa fierbinte CAF. La baza curbei de sarcină este prevăzută un „BE” cu cogenerare cu funcționare pe biomasă lemnoasa .

Conform cerințelor din Tema de proiectare elaborata pentru proiectul “ Sursa de producție energie utila _ termica și electrica_ prin cogenerare de înalta eficienta ” pentru SACET Arad _ Etapa 1 _ pentru proiectul de investiție au fost identificate în conformitate cu conținutul cadru din Anexa 2 la HG 907/ 2016 soluții fezabile pentru unități de producție energie utila _ termica și electrica_ prin cogenerare de înalta eficienta de ultima generație cu turbine cu gaz natural și motoare termice .

Din cadrul configurațiilor fezabile identificate mai sus, în capitolul 3.0, s-au ales a fi comparate 2 soluții fezabile dintre cele identificate:

In continuare se vor analiza in detaliu 2 soluții:

Soluția Bl	Ucogl	Instalație de cogenerare de înaltă eficiență cu motoare pe gaz cu capacitatea electrica nominala totală de 23,6 MWe + 26,7 MWt (obiect 1), denumit în continuare Ucog
	CHPBio	Centrală termo-electrică pe biomasă cu capacitatea electrica nominala de 1,8 MWe + 5,5 MWt (obiect 2), denumit în continuare CHPBio
	Ufcog	Instalație de producere a energiei termice cu cazane pe gaz cu sarcina termica nominala de 100 MWt si un cazan cu abur de 6 t/h (obiect 3), denumit în continuare Ufcog.
Soluția B2	Ucogl	Instalație de cogenerare de înaltă eficiență cu motoare pe gaz cu capacitatea electrica nominala totală de 31,2 MWe + 26,7 MWt (obiect 1), denumit în continuare Ucog.
	CHPBio	Centrală termo-electrică pe biomasă cu capacitatea electrica nominala de 1,8 MWe + 5,5 MWt (obiect 2), denumit în continuare CHPBio
	Ufcog	Instalație de producere a energiei termice cu cazane pe gaz cu sarcina termica nominala de 100 MWt si un cazan cu abur de 6 t/h (obiect 3), denumit în continuare Ufcog.

Tabel 12.

Scenarii și configurații tehnice fezabile identificate și prezentate

Soluția Bl se va denumii in condinuare scenariu SI

Soluția B2 se va denumii in condinuare scenariu S2

3.2.1.1 Scenariu 1 cu 4 (patru) unități de cogenerare cu motoare pe gaz cu ardere internă

3.2.1.1.1 Sursele de producție afererente Scenariului 1

Instalație de cogenerare de înaltă eficiență cu motoare pe gaz cu capacitatea electrica nominala totală de 23,6 MWe + 26,7 MWt (obiect 1), denumit în continuare Ucog._Sl

- Centrală temio-electrică pe biomasă cu capacitatea electrica nominala de 1,8 MWe + 5,5 MWt (obiect 2), denumit în continuare CHPBio
- Instalație de producere a energiei termice cu cazane pe gaz cu sarcina termica nominala de 100 MWt si un cazan cu abur de 6 t/h (obiect 3). denumit în continuare Ufcog.

3.2.1.1.2 Instalații și construcții auxiliare aferente Scenariului 1

- Acumulator de căldura atmosferic

Stație de pompare agent termic

Degazor termic pentru apă de termoficare

- Stație electrică și sistem de control distribuit (prezentat mai sus) Servicii generale, demolări, rețele în incintă și racorduri

3.2.1.1.3 Descrierea surselor de producție aferente scenariu 1
- 3.2.1.1.3.1 Configurație unitate Ucog. 1_S1

Ansamblul motor pe gaz, include generatorul electric cu cutie de borne și excitator, turbocompresorul de aer/gaz cu răcitorul de aer, rezervorul de lucru pentru ulei, modul specific de alimentare cu gaz natural, instrumentația și vanele de gaz pentru controlul arderii, sistem pneumatic de pornire, racordurile flexibile și conducte de legătură între subansamble, clapeții pentru gazele de ardere, complet ansamblat pe cadru metalic comun, cu accesorii de montaj pe fundație.

Sistem de automatizare propriu, format din panouri de control pentru motor și generator, cu automat / controller programabil, cu module l/O și consolă operator HMI cu display LCD, cu controllerele specifice de motor (aprindere, cilindri), cu sincronizator de rețea, cu relee de protecție specifice generatorului, cu sistem de excitație a generatorului, cu transformatoare de măsură pentru curent și tensiune, cu modem pentru monitorizare de la distanță în scop de service, cu interfețe de comunicație cu sistemul DOS, cu dulap de automatizare pentru integrare în DCS.

Sistem electric de alimentare joasă tensiune c.a. și c.c., inclusiv sursă UPS, tratare neutru, etc. Alimentarea generală de c.a. se va realiza din dulapul de joasă tensiune 0,4 kV a stației electrice prevăzute în cadrul acestei investiții.

Sistem de pornire cu aer comprimat de înaltă presiune de min. 30 bar, cu compresor în min. 2 trepte, cu rezervor de aer dotat cu sistem de purjare automat, cu instrumentație, vane și robineți, conducte de oțel inoxidabil, cu panou de comandă dotat cu interfață de comunicație.

Sistem de aer comprimat instrumental pentru controlul vanelor cu acționare pneumatică.

Sistem de lubrifîere cu ulei, inclusiv rezervoare de stocare ulei proaspăt și ulei uzat dimensionate pentru încărcare / descărcare completă circuite ulei+motor, cu pompe ce asigură umplerea / descărcarea automată a rezervoarelor, cu vane de control on/off, robineți, contoare, conducte, izolații, etc.

Sistem de răcire motor complet echipat, inclusiv schimbătoare de căldură ulei/apă și apă/apă, răcitoare apă/aer de evacuare căldură și clapeți de by-pass gaze ardere, vane de reglaj, robineți, vase de expansiune, armături, conducte, izolații termice, electropompe, panouri de comandă.

Sistem de recuperare a căldurii, cu schimbător de căldură apă/apă pentru racord la circuitul de

termoficare al CET, inclusiv robineți. armături și vane de reglaj, contor de energj [că, contor de apă adaos, conducte, izolații termice, instrumentație, electropompe. panou

Sistem de recuperare a căldurii din gazele de ardere, racordat Ia circuitul de termoficare al CET. inclusiv clapeți de by-pass, compensatoare, robineți, armături, vane de reglaj, instrumentație, panou de comandă, conducte, izolații termice, alte elemente necesare.

Sistem de ventilație pentru alimentare cu aer proaspăt de combustie și răcire, respectiv pentru evacuare aer uzat, inclusiv amortizoare de zgomot, clapeți, tubulatură, izolații, instrumentație și control, convertizoare de frecvență, panouri de comandă.

Sistem de reducere a emisiilor complet echipat, care să asigure încadrarea în limitele maxime admisibile aplicabile în cazul acestei investiții și adaptabilitatea la viitoarele modificări ale reglementărilor privind poluarea aerului.

Sistem de evacuare a gazelor de ardere, inclusiv amortizoare de zgomot, suflantă de siguranță pentru evacuarea gazelor de ardere remanente, clapeți, tubulatură,compensatoare, instrumentație, înălțimea coșului de fum va fi stabilită astfel încât să respecte normele de mediu în vigoare, pentru locația indicată în documentație.

Sistem de alimentare cu gaz natural, inclusiv vane de izolare, vane de siguranță, contor cu interfață de comunicație, filtru, regulator, conductă, detector scăpări de gaz, alte elemente necesare.

Unitatea de cogenerare se livrează / instalează în container / clădire metalică, cu asigurarea tuturor structurilor metalice de acces, de susținere, de mentenanță interioară și exterioară -suporți, ancore, platforme, balustrade, scări, grătare, etc.

Unitatea de cogenerare va fi dotată cu pod rulant acționat manual de la sol, dimensionat în funcție de piesa cea mai grea pe care trebuie să o ridice / manipuleze / transporte respectiv de dimensiunile stabilite pentru container.

Ansamblul motor pe gaz va avea următoarele parametrii

• Unitati in cogenerare, patru bucăți de 5,9 MWe / 6,675 M Wt (condiții ISO), construite in jurul unui motor. Motorul va funcționa cu gaze naturale.
• Motorul va fi echipat cu sistem de comanda, control, protecție si posibilitate de comunicare bidirecțional cu sistemul SCADA dispecer
• Schimbător de căldura apa-apa (glicol) pentru preluarea energiei termice din instalația de răcire a motorului;
• Generator electric 50 Hz, 10,5 kV

Echipamente electrice :

• Tablou protecție generator echipat;
• Sistem de bare pentru conectare cabluri si echipamente;
• Transformatoare auxiliare de asigurare a nivelului de tensiune;
- Echipamente anexe unitatii de cogenerare:

• Gospodăria de ulei ( electropompe, filtre, rezervoare de ulei)
• Instalația de alimentare si filtrare a aerului de ardere si de răcire;
• Instalație de evacuare a aerului de răcire
• Atenuator de zgomot pe traseul de evacuare al gazelor de ardere;
• Instalația de reducere a emisiilor poluante (catalizator)

Cerințele minime pe care le va respecta noua unitate de cogenerare sunt următoarele:

— Numâr de unități de cogenerare: 4 buc.
- Număr de motoare / unitate: I buc.
— Combustibil: gaz natural
- Capacitate electrică minimă 5,9 MWe. nivel tensiune 10,5 kV
— Capacitate termică minimă 6,67 MWt
- Temperatură agent termic tur/retur: 90/60 °C

Implementare proiect la sursă CETII Arad

- Randament electric: > 41,5 %
— Randament global: > 88 %
- Nivel de emisie NOx la coș: < 75 mg/Nm3 pentru 15% 02 an.uscată
— Nivel de emisie CO la coș: < 100 mg/Nm3 pentru 15% 02 an.uscată
- Nivel de emisie zgomot: < 65 dB(A) la 10 m de container

3.2.1.1.3.2 Configurație unitate CHPBio

In măsura în care noua centrală se bazează preponderent pe căldura cogenerată din gaz natural într-o primă fază de exploatare, pentru îndeplinirea cerinței privind sistemele eficiente de termoficare centralizată este necesar să se utilizeze o instalație de producere a energiei termice din resurse regenerabile astfel încât, prin combinația celor două surse, să se asigure cel puțin 50% din energia termică livrată în SACET (la gardul centralei).

Din acest motiv, scenariul propus include și o centrală termo-electrică ce utilizează la bază biomasa lemnoasă, convertită în combustibil gazos și lichid. Configurația tehnică a centralei pe biomasă asigură producția de abur tehnologic necesar pentru degazare, apă caldă pentru termoficare și pentru preîncălzirea apei de adaos. Capacitatea utilă necesară a centralei pe biomasă a fost stabilită la minim 1,8 MWe și minim 5,0 MWt. Randamentul minim garantat al instalației în ansamblu va fi de minim 75%.

Centrala pe biomasă (CB) propusă utilizează la bază biomasa lemnoasă, cu o umiditate cuprinsă între 30 și 50%, sub formă de tocătură sau așchii.

Configurația tehnică CB asigură:

o producție de abur tehnologic utilizabil pentru degazarea apei de termoficare / apei de adaos

o producție de apă caldă pentru termoficare și pentru preîncălzirea apei de adaos
o producție de energie electrică utilizabilă pentru compensarea consumului tehnologic intern al noii centrale

Soluția propusă asigură o serie de avantaje importante pentru un operator de SACET:

asigură o capacitate termică minimă necesară pentru a atinge cerința minimă pentru sistemele eficiente de termoficare centrală (50% ET produsă în combinație de o sursă în cogenerare de înaltă eficiență și o sursă cu combustibil regenerabil.

tolerează o gamă largă a dimensiunilor așchiilor de biomasă

operează cu umiditatea nativă a biomasei lemnoase brute într-o plajă largă, tipic între 30 și 50%.

funcționare stabilă, fără provocarea de arderi în patul de biomasă stocat în gazeificator asigură reglarea rapidă a sarcinii în exploatare

eficiență ridicată de conversie în comparație cu tehnologia de gazeificare în echicurent consum propriu redus de energie electrică

pulberi scăzute în gazele de ardere cantități reduse de cenușă reziduală

Centrala termo-electrică propusă utilizează la intrare combustibil de bază biomasă solidă lemnoasă, convertită intern în combustibil principal de ardere sub formă atât gazoasă cât și lichidă. Instalațiile de ardere care compun centrala pe biomasă sunt:

Cazan de abur, care va utiliza drept combustibil principal un combustibil mixt, lichid și gazos. Combustibilul lichid este combustibilul primar, iar combustibilul gazos este combustibilul secundar.

Instalație de cogenerare. care va utiliza drept combustibil principal un cpwrtrastthiJ exclusiv gazos (combustibil primar)

Având în vedere capacitatea de ardere a celor două instalații, limitele de emisie pe care trebuie să le respecte cele două instalații de ardere vor fi conforme VLE prevăzute în Anexa nr. 2 Partea 2 (instalații medii de ardere noi):

Pentru cazanul de abur:

o Combustibil lichid, altul decât motorina (3% 02 în g.a. uscate):

NOx: 300 mg/Nm3

SO2: 350 mg/Nm3

□ PM: 50 mg/Nm3 (pentru capacitatea termică sub 5 MWf)
□ CO: n/a

o Combustibil gazos, altul decât gazul natural (3% 02 în g.a. uscate):

□ NOx: 200 mg/Nm3

SO2: 35 mg/Nm3

□ PM: n/a

CO: n/a

Pentru instalația de cogenerare:

o Combustibil gazos, altul decât gazul natural (15% 02 în g.a. uscate): NOx: 190mg/Nm3

□ SO2: 15 mg/Nm3
□ PM: n/a
0 CO: n/a

3.2.1.1.3.3 Configurație Ufcog

Se vor instala etapizat, patru cazane identice astfel:

>■ Ansamblul format din 4 cazane de producere a agentului termic (CAF), de capacitate egală de minim 25 MWt, cu funcționare pe gaz natural, având în total o capacitate nominală de minim 100 MWt și un cazan cu abur de 6 t/h

Instalațiile tehnologice auxiliare necesare ansamblului CAF, respectiv schimbătoare de căldură pentru racordarea la rețeaua de termoficare a municipiului, pompe de circulație pentru circuitele cazanelor, tabloul general de alimentare a consumatorilor electrici aferenții noii instalații de producere a energiei termice, sisteme de măsurare și contorizare a energiei termice, energiei electrice și gazului natural.

Specificații privind configurația instalației CAF

I. Din considerente de flexibilitate, în asigurarea optimă a sarcinii termice necesare, s-au prevăzut, un număr de 4 buc. cazane CAF, ignitubulare identice, de capacitate egală, 25 MW, având o sarcină nominală de 100 MWt. Noua unitate de producție va funcționa pe gaz natural.
2. Randamentul cazanelor va fi de minim 95,0%.
3. Cazanele de apă caldă vor fi dotate fiecare cu coș de fum individual, de înălțime minim 25 m, care să asigure conformarea la condițiile tehnice ce vor fi stabilite în cadrul actului de reglementare ce va fi emis de APM Arad pentru faza de proiectare PT+DE.
4. Nivelul emisiilor poluante în atmosferă caracteristic CAF-urilor va fi conform cu valorilor stabilite în Legea nr. 278/2013 cu actualizările ulterioare, pentru condițiile de referință (3% O2 în gazele de ardere analiză uscată, condiții

presiune: 0°C și 1,01325 bar), respectiv:

a) NOx : <100 mg/Nm³
b) CO : <100 mg/Nm³

c) SO2 : < 35 mg/Nm³

d) PM : < 5 mg/Nm³

Instalațiile auxiliare necesare implementării investiției cu cazane CAF cuprind și următoarele lucrări:

- schimbătoare de căldură cu plăci pentru preluarea energiei termice în sistemul de termoficare, pompe de circulație în circuitele cazanelor
- tablou general de alimentare.
- unitate de degazare cu abur saturat 6 bar(g) de minim 6 t/h, contoare.
- stația electrică de 6/0,4 kV aferentă alimentării cu energie electrică a CAF-urilor
- adaptarea rețelelor de utilități pentru racordare la obiectele SACET. Se vor extinde / adapta rețele de alimentare cu gaze naturale, rețele de termoficare, rețele de apă și canalizare, și rețele de comunicații.

Cazanul de abur va fi ales cu o capacitate producere de minim 6 t/h la presiunea de 6 bar(g). Fiecare cazan va fi dotat cu instalație de reglare a temperaturii apei la intrarea în circuitul cazanului. Fiecare cazan va fi dotat cu tablou de automatizare propriu, fabricat de producătorul cazanului. Sistemul propriu de automatizare va acționa astfel încât să nu se permită intrarea apei de retur în ansamblul cazan + recuperator de căldură cu o temperatură mai mică de 50 °C. Ansamblul celor patru cazane de apă caldă va fi controlat prin intermediul unui tablou de automatizare de sistem fabricat și furnizat tot de producătorul cazanelor. Tablourile vor fi testate în fabrică, iar ansamblurile cazanelor, echipamentele și cablurile aferente vor fi verificate anterior punerii lor în operă (buletine de verificare).

Cazanele CAF propuse vor fi dotate cu instalație de ardere identică, cu capacitate de modulare continuă a sarcinii termice cel puțin până la 25% din capacitatea nominală.

Cazanele CAF propuse spre livrare vor fi “Hi-Ready”, capabile să opereze cu combustibil gazos de tip gaz natural, în componența căruia se poate regăsi un conținut de până la 20%vol hidrogen. Oferta va include confirmările producătorilor de cazan și de arzător cu privire la conținutul maxim de hidrogen admisibil în compoziția gazului natural.

Cazanele propuse vor trebui să poată fi echipate în viitorul apropiat prin upgrade cu arzătoare care să permită utilizarea unui gaz natural în amestec cu un conținut mai ridicat de hidrogen de până la 100%. Presiunea de alimentare cu combustibil gazos a rampei incluse în furnitura cazanului va fi de maxim 1 bar(g).

3.2.1,1.4 Clădirile echipamentelor tehnologice — scenariul 1

Noile dotări tehnologice industriale vor fi instalate în interiorul unor clădiri industriale proiectate corespunzător, pentru fiecare obiectiv în parte, în cadrul acestui proiect. Clădirile vor fi realizate împreună cu toate instalațiile suport necesare conform prevederilor reglementărilor tehnice și legislative în vigoare.

Clădirile tehnologice în care vor fi instalate motoarele, cazanele și echipamentele auxiliare vor asigura suprafața de explozie conform normelor de utilizare a gazului natural respectiv grilele de aspirație a aerului la motoare și la cazane.

Clădirile vor fi dotate cu pod rulant acționat manual de la sol, dimensionat în funcție de piesa cea mai grea pe care trebuie să o ridice / manipuleze / transporte, respectiv în funcție de dimensiunile.stabilite. Sistemul de conducere va fi dotat cu interfețe de comunicație de date adecvat integrarea ulterioară într-un sistem de control distribuit (DCS/SCADA) al dezvoltate în incinta CETH.

Nivelul de zgomot al echipamentelor prevăzute va fi în concordanță cu limitele zgomotului la care poate fi expus personalul, așa cum este definit în standardele romanești și internaționale.

Nivelul maxim al sunetului nu va depăși 85 dB(A) măsurat la 1,0 m distanță de agregat. Dacă este necesar, pentru îndeplinirea acestei cerințe vor fi prevăzute închideri acustice pentru atenuarea nivelului de zgomot și/sau vor fi utilizate de către beneficiar echipamente adecvate de protecție a muncii.

Nivelul de zgomot produs în exterior de noua instalație, în faza de construire sau în faza de exploatare, la fațada clădirilor rezidențiale din apropiere nu va depăși valorile maxime admisibile ale presiunii acustice prevăzute în Norma de igienă și sănătate publică privind mediul de viață al populației, aprobată prin OMS nr. 119/2014, măsurată conform SR ISO 1996/2-08, de 55 dB(A) în cursul zilei între orele 07:00-23:00, respectiv de 45 dB(A) în cursul nopții între orele 23:00-07:00.

3.2.1.1.5 Instlalații electrice și de automatizare

3.2.1.1.5.1 Descrierea instalațiilor electrice aferente noilor surse — scenariu 1

Pentru evacuarea puterii electrice generate la nivelul noii centrale precum și pentru alimentarea cu energie electrică a consumatorilor aferenți obiectelor descrise anterior, s-a prevăzut o stație electrică (SE) pe nivelul de tensiune 10,5 kV, interconectată corespunzător cu o stație electrică existentă pentru conectare la SEN pe nivelul de tensiune de I lOkV, prin intermediul unui transformator ridicător nou 10,5/110 kV, de capacitate minim 50 MVA.

In vederea realizării racordului la stația de conexiune la SEN existentă în afara incintei CETH, este inclusă modernizarea unui ansamblu de celulă 1 lOkV existentă (echipare complet nouă: întreruptor, separatoare, descărcătoare, transformatoare de măsură, izolatoare, cutii de joncțiune, dulapuri de protecție), respectiv va fi realizată linia electrică de racord aferentă; cablurile vor fi instalate pe un traseu combinat, parțial îngropat, parțial prin canal tehnic existent. Celula de 1 lOkV vizată pentru modernizare va fi integrată cu sistemele electrice de înaltă tensiune, sistemele de automatizare / SCADA și circuitele cc/ca de joasă tensiune existente la nivelul stației electrice 1 lOkV MureșeL

Stația de 10,5 kV va fi compusă din două secțiuni distincte, interconectate între ele printr-o cuplă. O secțiune de IO,5kV este alocată unui grup de 2 generatoare — 2 GenSet-uri de 5,9 MWe din cadrul obiectului MT - iar cealaltă secțiune de 10,5kV este alocată celui de-al 2-lea grup de 3 generatoare -2 GenSet-uri de 5,9 MWe din cadrul obiectului MT și l GenSet de 1,8 MWe din cadrul centralei pe biomasă. Cele două secțiuni vor fi cuplate la un transformator de putere ridicător de tensiune 10.5/1 lOkV prin cabluri și cutii de conexiune adecvate. Transformatorul ridicător va fi dotat cu dulap de protecție și control și sistem de stingere. Fiecare generator va fi contorizat.

Pentru alimentarea consumatorilor electrici în cadrul centralei sunt utilizate câte două transformatoare auxiliare coborâtoare 10,5/0,4kV, în cazul obiectelor SE+MT respectiv SP, de capacitate adecvată; în acest sens, vor fi utilizate dulapuri locale de distribuție 0,4 kV cu dublă alimentare și AAR.

Pentru asigurarea pornirii centralei în situația unei situații de black-out, este prevăzut un generator de pornire de urgență Diesel, dimensionat corespunzător puterii de pornire necesare, cuplat printr-un tablou electric cu AAR în dulapul general de distribuție al stației electrice.

Pentru asigurarea serviciilor proprii de c.c. aferente stației electrice se va utiliza un sistem dublu redresor 400Vca / 220Vcc și un set de baterii acumulator de capacitate adecvată. Pentru alimentarea sistemului DCS se va include o sursă neîntreruptibilă UPS de capacitate adecvată cu autonomie de minim 30 minute.

în cadrul soluției este prevăzută realizarea unui sistem SCADA de monitorizare și ma parametrilor electrici (protecții, contoare), sistem care va fi interconectat cu siste nivelul SE 1 lOkV. Vor fi prevăzute terminale numerice de protecție și interfețe

Implementare proiect la sursă CETH Arad

adecvate pentru celulele de medie tensiune instalate la nivelul noii stații SE cât și pentru celula nouă de HOkV. Pentru noua linie de evacuare a puterii va fi instalat contor de energie electrică bidirecțional. Toate dispozitivele IED vor fi interconectate prin fibră optică la un cabinet echipat cu sistem SCADA electric dedicat. Acest sistem va fi interconectabil cu sisteme informatice terțe (Transelectrica, DCS proces). Sistemul va include o stație operator.

3.2.1.1.5.2 Instalații electrice aferente construcțiilor

- Instalația de iluminat normal din sala motoare, stațiile electrice, respectiv prize;
- Instalația de iluminat de siguranță

3.2.1.1.5.3 Instalații de protecție aferente noilor surse - scenariu 1

Instalații interioare de protecție si echipotentializare consta in:

- conductoare de legare la pământ,
- conductoarele principale si de ramificație pentru echipotentializarea de baza si suplimentară a maselor conductoare si a pârtilor conductoare străine împotriva șocurilor electrice.

Prin sistemul descris, la priza de pamant se leagă:

- toate masele conductoare ce accidental pot ajunge sub tensiune, părțile conductoare aflate in proximitate (la mai puțin de 2,5 m) de masele conductoare si intre care pot aparea accidental tensiuni periculoase
- toate elementele metalice ale instalațiilor si sistemelor interioare care se afla fata de elemente metalice superioare ale clădirii la distante mai mici decât distantele de separare definite conform 17/11
- toate elementele metalice ale instalației care in mod normal nu sunt sub tensiune, dar care pot să ajungă accidental;

Se vor lua toate măsurile necesare în vederea asigurării continuității electrice la îmbinarea tronsoanelor de jgheaburi.

Instalația de protecție constă dintr-o centură de legare la pământ OL-Zn 40x4mm realizată:

- pe conturul statiei 6kV generale;
- pe conturul statiei 0,4 kV ;
- pe conturul camerei de comanda;
- pe conturul sălii utilajelor tehnologice propuse;

Aceste noi instalatii se vor interconecta si apoi se vor conecta in doua locuri distincte la priza de pamant existenta a centralei.

La construcțiile noi se va realiza priza de pamant naturala care se va conecta cu priza de pam^nU existenta.Toate conexiunile de la priza de pământ artificială până la piesele de separație cu platbandă Ol-Zn 40x4mm. Piesele de separație vor fi pozate pe peretele constructiei/aS™ de +0.5m fata de nivelul terenului. /P'

Rezistența de dispersie a prizei totale, trebuie să fie mai mică de 1 Q

3.2.1.1.5.4 Descrierea lucrărilor de automatizăre - scenariu 1 \

Concepția de bază a sistemului de comandă pornește de Ia cerințele de exploatare tehnologiei nou instalate doar cu o supraveghere de strictă necesitate a exploatării.

Comanda tehnologiei este realizata din stația de operare care va fi amplasată pe pupitrul din camera de comanda. în caz de nevoie (de exemplu în cursul probelor, revizii) pentru comanda tehnologiei se va putea utiliza și dulapul propriu al motorului care este prevăzut un display touch screen pe ușa dulapului, pe care va fi realizată schema sinoptică a procesului tehnologic și schema P&I.

Pentru supravegherea stării sistemului, operatorul poate apela la imagini grafice referitoare la instalația tehnologică și va primi mesaje în caz de defecte. Imaginile grafice vor fi interactive reprezentând măsurătorile în timp real și starea momentană a utilajelor (închis / deschis / defect etc.).

Pe display va fi posibilă afișarea variabilelor din process în mai multe formate selectabile de către operator.

Limitele de semnalizare, avertizare si evenimente vor fi prevăzute ca imagini grafice standard cu posibilitatea de a selecta orice element din sistem.

Operatorul poate apela la imagini selectate de display și poate efectua comenzi asupra elementelor din proces. De asemenea prin intermediul tastaturii sau mouse, poate selecta diverse funcții, poate modifica valorile de referință sau alege regimul de funcționare

Fiecare grup motor-generator este livrat cu

-tablou de forță și comandă;
-tablou de servicii auxiliare(terminalul central de operare).;

Intre cele doua tablouri este o legătură seriala prin care se realizează preluarea semnalelor (analogice si digitale)

Sistemul de automatizare este asigurat de un automat programabil (PLC) cu procesor, sursă de alimentare stabilizată, care va asigura alimentarea procesorului și tensiunea pentru semnalele de intrare - ieșire, amplasat in tabloul de servicii auxiliare (terminalul central de operare)

Comenzile, afișarea parametrilor măsurați, respectiv a parametrilor reglați, alarme preventive sau avarie se vor realiza și afișa pe display-ul touch screen, amplasat pe usa tabloului de servicii auxiliare.

Se vor realiza ferestre separate pentru alarme preventive sau avarie, cu istoricul acestora și confirmare de luat la cunoștință.

3.2.1.1.6 Instalații auxiliare

Au fost prevăzute următoarele:

1. Acumulator de căldură atmosferic
2. Stație de pompare agent termic
3. Degazor termic pentru apă de termoficare
4. Stație electrică și sistem de control distribuit (prezentat mai sus)
5. Servicii generale, demolări, rețele în incintă și racorduri
6. Utilități
7. Drumuri de acces și de servitute

Stocarea căldurii permite operarea instalației de cogenerare propuse la capacitatea maximă pentru o perioadă de timp determinată. în perioade cu consum de energie termică mai redus, fară a fi necesară modularea permanentă a sarcinii termice. Totodată, se maximizează producția de energie electrică la

Implementare proiect la sursă CETH Arad

eficiența maximă posibilă pentru punctul nominal de funcționare. In consecință, decuplarea dintre generarea și cererea de căldură este deosebit de utilă în cazul unei centrale de cogenerare asigurând astfel o funcționare flexibilă și o fiabilitate mai ridicată a acestora.

Descriere detaliată a obiectului este prezentat la capitolul 5.3

3.2.1.1.6.1 Stații de pompare termofîcare

Descriere detaliată a obiectului este prezentat la capitolul 5.3

3.2.1.1.6.2 Degazor termic pentru apă de termofîcare

Degazarea apei de termofîcare vehiculată prin rețeaua termică primară joacă un rol esențial în exploatarea corespunzătoare a SACET pe termen lung. Pentru protejarea rețelelor termice, apa de termofîcare trebuie să fie menținută la o anumită calitate, de natură să nu afecteze integritatea fizică a conductelor rețelei prin coroziuni, depuneri, colmatări. Prin urmare, în cadrul configurației noii centrale este prevăzută funcția de sistem degazor care să asigure tratarea necesarului de apă de adaos actual.

Descriere detaliată a obiectului este prezentat la capitolul 5.3

3.2.1.1.6.3 Servicii generale, demolări, rețele în incintă și racorduri

Dezafectări, demontări și demolări

Construcția de drumuri și căi de circulație în incinta noii centrale

Toate drumurile în incinta noii centrale sunt prevăzute, astfel încât obiectele să poată fi accesibile pentru autovehicule diverse. Drumurile existente din incintă se vor reabilita și integra cu sistemul de drumuri noi. In incinta amenajată pentru noua centrală va fi disponibilă o zonă pentru parcarea autovehiculelor, integrată în sistemul de drumuri nou amenajate.

Toate clădirile includ trotuare, cu excepția intrărilor/ieșirilor, racordate direct la drumurile din incintă.

Odată cu realizarea drumurilor se va realiza și sistematizarea pe verticală, inclusiv drenajele pluviale, stâlpii de iluminat.

Amenajări pentru protecția mediului și aducerea terenului la starea inițială

La finalul execuției lucrărilor proiectului au fost prevăzute lucrări de curățire și remediere a terenului rămas liber, inclusiv lucrări de aducere la starea inițială. De asemenea, s-au prevăzut lucrări de amenajare de spații verzi.

Realizarea rețelelor exterioare și racordurilor de utilități necesare investiției

Noua centrală va fi racordată la următoarele utilități necesare operării, existente în intemtuUiitjntei CETH, în cele mai apropiate puncte față de amplasamentul stabilit pentru obiectele

la instalația interioară de alimentare cu apă pentru stingere incendiu /ry/rs

la instalația interioară de alimentare cu apă potabilă pentru uz menajer

la instalația interioară de evacuare a apelor uzate tehnologice

la rețeaua de evacuare a apelor meteorice

la instalația interioară de alimentare cu apă tratată

la instalația interioară de utilizare a gazului natural

la stația electrică de conexiune SE 1 lOkV Mureșel

la stația electrică de servicii generale SE 6 kV CETH

Toate obiectele proiectului vor fi conectate la punctele de racord (de interfață), după cum este cazul, prin intermediul rețelelor exterioare, incluse în cadrul bugetului de proiect.

Racordul pentru alimentarea cu gaz natural

Instalația de utilizare existentă în incinta CETH permite racordarea noii centrale la o presiune de lucru stabilă de 2 bar(g), conform datelor confirmate de beneficiar.

Referitor la racordurile necesare de alimentare cu gaz natural, soluția propusă se bazat pe utilizarea instalației de utilizare existentă în incinta CETH, având în vedere următoarele:

- caracteristicile tehnice ale instalației de utilizare gaze naturale
- accesul facil la instalația existentă
- condițiile tehnice stabilite de SNTGN TRANSGAZ în vederea racordării directe la rețeaua de transport gaze naturale

cerințele beneficiarului privind cheltuielile de realizare a racordului și tarifele de achiziție a gazului natural, precum și cele legate de viteza de implementare a proiectului

- costurile mai mici pentru realizarea racordului de alimentare în rețeaua de distribuție tariful de achiziție potențial negociat cu furnizorul care distribuie gazul natural

Soluția tehnica a fost aleasa tinandu-se seama de situația existenta, de cerințele beneficiarului si de condițiile impuse de S.C.DEL GAZ GRID S.A., Centrul Operațional Arad.

Necesarul de gaze naturale pentru alimentarea unitatii de cogenerare conform datelor din tabelul de mai jos este cca. 6600 Nmc/h, la o presiune de utilizare stabilă de 9... 10 bar(g)

Necesar gaz SI	MW	motoare	Nm3/h
capacitatea electrica	5,9	4	6600
Capacitatea termica	6,675	4	6600

Tabel 13, Necesar gaz CHP inotare scenariu 1

pentru alimentarea cazanelor de apă caldă este necesar un debit de până la 10.600 Nm3/h la o presiune de utilizare stabilă de 1 ...2 bar(g).

pentru alimentarea cazanului de abur saturat este necesar un debit de până la 400 Nm3/h la presiune de utilizare stabilă de 1...2 bar(g).

Astfel, în vederea alimentării motoarelor termice va fi necesară realizarea unei stații de comprimare a gazului natural (CGN) care să livreze la ieșire o presiune stabilă de 9... 10 bar(g), racordată la conducta existentă din proximitatea amplasamentului MT.

Pentru alimentarea unitatii de cogenerare se va realiza racord din conducta existenta de alimentare a CAF nr. 4 si 5.

Pentru asigurarea alimentării cu apă potabilă necesară în cadrul noilor facilități stației electrice și de conducere, la nivelul clădirii cazanelor, respectiv Ia nivelul electrice aferente centralei pe biomasă), se va realiza un racord intern la rețeaua de apă potabilă existentă în incinta CETH, punct de interfață situat în proximitatea clădirii de birouri CETH.

Pentru asigurarea evacuării apelor uzate menajere este prevăzută o soluție cu vidanje în terenul alocat dezvoltării proiectului. Soluția prevăzută nu implică realizarea unui racord noul în exteriorul CETH la rețeaua de canalizare municipală; dacă va fî stabilită ca necesară această racordare, va fî luată în considerare obținerea avizului de racordare din partea Companiei municipale de apă și canalizare. In acest caz, bugetul de investiție va fi suplimentat ulterior cu lucrările aferente de realizare a unei rețele interne pentru canalizarea apelor uzate menajere cu sistem de pompare, care să facă joncțiunea la rețeaua de canalizare municipală (sau la rețeaua internă din incinta CETH, în zona clădirii de birouri CETH).

Montaj instalații tehnologice și funcționale

în cadrul rețelelor de fluide și de utilități necesare proiectului, sunt incluse procurările de materiale și montajele aferente realizării următoarelor:

estacadă de conducte bazată pe confecție metalică

conducte de agent termic tur + retur conducte de abur saturat și de condens conducte de apă de adaos aferente circuitelor închise ale noii centrale conducte de apă dedurizată conducte de apă demineralizată izolații termice aferente conductelor

3.2.1.1.7 Cerințe și condiții generale pentru scenariul 1
- 3.2.1.1.7.1 Condiții privind nivelul de zgomot

Nivelul de zgomot al echipamentelor propuse în exploatare va fi în concordanță cu limitele zgomotului la care poate fi expus personalul așa cum este definit în standardele romanești și internaționale.

Nivelul maxim al zgomotului nu va depăși 85 dB(A) măsurat la Im distanță de agregat.

Vor fi prevăzute închideri acustice pentru atenuarea nivelului de zgomot.

Nivelul de zgomot la lOm de containerul unității de cogenerare în orice direcție nu va depăși valoarea de 65 dB(A). în acest sens, vor fi prevăzute materiale fonoabsorbante pentru construcția containerului respectiv vor fi prevăzute atenuatoare de zgomot pe căile de admisie/evacuare a aerului respectiv de evacuare a gazelor de ardere.

De asemenea, nivelul de zgomot produs de noua centrală, în faza de construire sau în faza de exploatare, la fațada clădirilor rezidențiale din apropiere nu va depăși valorile maxime admisibile ale presiunii acustice prevăzute în Norma de igienă și sănătate publică privind mediul de viață al populației, aprobată prin OMS nr. 119/2014, măsurată conform SR ISO 1996/2-08 la 1,5 m înălțime de sol, de 55 dB(A) în cursul zilei, respectiv de 45 dB(A) în cursul nopții (orele 23:00 07:00)

3.2.1.1.7.2 Condiții privind vibrațiile în faza de construire, dacă sunt necesare, se va avea în vedere limitarea vibrațiilor, astfel încât construcțiile și instalațiile existente ce nu sunt vizate de acest proiect să nu fie afectate și să nu sufere deteriorări, respectiv să pună în pericol viața sau sănătatea lucrătorilor.

Pentru agregatele principale cu părți mecanice în mișcare vor fi prevăzuți senzori pentru monitorizarea nivelului de vibrații, în scopul alertării personalului de exploatarej taiițjg depășirii unor praguri specifice stabilite de fumizor/producător.

3.2.1.1.8 Curbele de sarcina clasate rezultate în urma implementarea investițiilor propuse în scenariul 1

100 MW «MW

WWW 70 MW «MW

SOMW

40 MW MMW

20 MW 10 MW

0MW

100 MW WWW

WWW 70 MW Ml MW

WMW 4* MW l»MW

130 MW

SC MW WWW

TU MW

M MW WWW

4C MW 3CMW

70 MW

10 MW

OMW

tootaw

MMW

BOMW

10 MW

WWW

sa mw

40 MW

I0MW

10MW

OMW

tîmg RinjntM. I A MW* 4

Luni/ an '' ^s

Figura 20. Prognoza curba de sarcina clasata -după sarctnina medie lunară- S1 - 2027

CURBA DE SARCINA CLASATA la "GARD"- ARAD [MW] 202B SCENARIUL SI

produs» r mf eo«r«r<

CAF 1,23.4 + Cazane de abur

CAF 1,2,3,4 (25 MW} + Cazane de abur

dUcog - Motoare 4x 5,9 M We+6,67 MWt

■Ucog.Biomasa

-AF - NOMINAL LA GARD

Figura 21.

Prognoza curba de sarcina clasată -după sarcinina medie lunară- S1 - 2028

ENERGIA TERMICA PflODUlA pfiira CMENERAPI

prțxJuB*

CAF 1,2.3,4 * Cazane de abur

CAF 1,2,3,4 (25 MW) + Cazane de abur

■Ucog * Motoare 4x 5,9 MWe*6,67 MWt

-AF - NOMINAL LA GARD

Figura 22.

Lu™/ an

Prognoza curba de sarcina clasată -după sarcinina medie lunară- S l - 2029-2041

3.2.1.2 Scenariu 2 cu 3 (trei) unități de cogenerare cu motoare pe gaz cu ardere internă

3.2.1.2.1 Sursele de producție afererente Scenariului 2

- Instalație de cogenerare de înaltă eficiență cu motoare pe gaz cu capacitatea electrica nominala totală de 31,2 MWe + 26,7 MWt (obiect 1), denumit în continuare Ucog._S2

Centrală termo-electrică pe biomasă cu capacitatea electrica nominala de 1,8 MWe + 5,5 MWt (obiect 2), denumit în continuare CHPBio

- Instalație de producere a energiei termice cu cazane pe gaz cu sarcina termica nominala de 100 MWt si un cazan cu abur de 6 t/h (obiect 3), denumit în continuare Ufcog.

3.2.1.2.2 Instalații și construcții auxiliare aferente Scenariului 2

- Acumulator de căldură atmosferic
- Stație de pompare agent termic
- Degazor termic pentru apă de termoficare
- Stație electrică și sistem de control distribuit (prezentat mai sus)
- Servicii generale, demolări, rețele în incintă și racorduri

3.2.1.2.3 Descrierea surselor de producție aferente scenariu 2 3.2.1.2.3.1 Configurație unitate Ucog. I_S2

Instalația de cogenerare de înaltă eficiență (CHP) propusă pentru adoptare asigură energia termică sub formă de apă fierbinte pentru utilizare în rețeaua de termoficare SACET Arad simultan cu energia electrică pentru vânzare pe piața liberă. Capacitatea instalației CHP a fost stabilită la minim 26,7 MWt căldură și minim 31,2 MWe putere electrică. Randamentul garantat al instalației în ansamblu va fi de minim 88%.

Instalația CHP se bazează pe un număr de 3 (trei) motoare termice identice de ultimă generație (unități CHP), cu pistoane cu ardere internă și aprindere prin scânteie, care utilizează gaz combustibil, pregătite H2R, în componența cărora sunt incluse toate auxiliarele specifice necesare: turbocompresorul gaz-aer, răcitoarele de aer, răcitorul de ulei, răcitoarele de apă, sistemele electrice și de control, generatorul electric 10,5 kV, etc. Capacitatea individuală a unei unități CHP este de minim 8,9 MWt căldură și minim 10,4 MWe putere electrică.

Constructiv, fiecare unitate CHP va include următoarele părți asamblate: generatorul, ansamblul motor, ansamblul turbocompresor și ansamblul recuperator de căldură. Toate aceste părți vor fi livrate de producătorul motoarelor. Fiecare unitate CHP va fi echipată cu sistem de comandă, control și protecție, cu interfețe de comunicație de date și semnale I/O necesare pentru integrarea în cadrul sistemului DCS/SCADA al noii surse.

Alimentarea cu gaze

Motoarele unităților CHP prevăzute vor funcționa cu gaz natural în prima etapă de exploatare, fiind pregătite pentru a funcționa în viitor cu "hidrogen verde" în amestec cu gazul natural, atunci când condițiile de piață vor deveni favorabile utilizării.

Motoarele propuse sunt “H2-Ready". întrucât există particularități cu privire la utilizarea hidrogenului, prezentăm în cele ce urmează care sunt condițiile cunoscute Ia acest moment:

Motoarele propuse sunt capabile să opereze, de la momentul achiziției, cu combustibil gazos de tip gaz natural, în componența căruia se poate regăsi un conținut de până la 25%vol hidrogen, cu condiția asigurării anumitor condiții tehnice. Rampa de gaz este stabilită pentru cazul alimentării cu gaz natural. La introducerea hidrogenului în amestec cu gazul natural într-un șnțimit procent, va fi necesară recalcularea rampei de gaz. Prezentăm mai jos efectul cre_jhidrogen asupra motoarelor:

lui de

o Performanțele motoarelor nu se vor modifica sesizabil dacă procentul de hidrogen se situează până la maxim 5%vol.

o Pentru un conținut situat între 5%vol și 10%vol H2, sarcina electrică se poate menține la 100% dacă temperatura de intrare a apei de răcire a motorului va fi de cel mult 55 °C. Randamentul electric va scădea ușor iar randamentul termic va depinde de configurația hidraulică stabilită pentru recuperarea căldurii, în vederea asigurării temperaturii maxime a apei de răcire a motorului, în concluzie căldura recuperată în apa de termoficare se va diminua.

o Pentru un conținut situat între 10%vol și 25%vol H2, sarcina electrică va scădea proporțional cu prezența H2 până la maxim 80% dacă temperatura de intrare a apei de răcire a motorului va fi de cel mult 55 °C. Randamentul electric va continua să scadă ușor iar randamentul termic va depinde de configurația hidraulică stabilită pentru recuperarea căldurii precum și de sarcina electrică parțială de operare, în vederea asigurării temperaturii maxime a apei de răcire a motorului, în concluzie căldura recuperată în apa de termoficare se va diminua.

o Pentru orice conținut de hidrogen peste valoarea de 5%vol, este necesară realizarea unei automatizări care presupune reglarea continuă a procesului de ardere în funcție de conținutul de hidrogen din gazul natural respectiv de cifra metanului. De asemenea, planul de mentenanță specific operării pentru gazul natural va trebui actualizat corespunzător.

o în concluzie, trecerea la utilizarea hidrogenului în amestec cu gazul natural într-o proporție de 5-25%vol va presupune în viitor o serie de costuri suplimentare, cu echipamentele necesare pentru măsurarea H2 și MN, respectiv cu ajustările de software în configurația motorului și serviciile de proiectare și inginerie aferente. Se ia în considerare că hidrogenul este deja amestecat în gazul natural, la intrarea în rampa de alimentare a motorului.

- Motoarele propuse vor putea fi echipate în viitor prin upgrade cu componente ale blocului motor și rampei de alimentare care să permită utilizarea unui gaz natural în amestec cu un conținut mai ridicat de hidrogen de până la 100%. Performanțele motoarelor se vor modifica pe măsură ce conținutul de hidrogen va crește. Informațiile privind calendarul de upgrade și costurile aferente vor fi disponibile la o dată ulterioară.

Pentru trecerea la utilizarea hidrogenului după momentul implementării investiției, se va realiza în prealabil un proiect tehnic detaliat, iar costurile aferente vor fi cuantificate atunci.

Pentru alimentarea cu gaz natural este prevăzută o stație de comprimare gaz care asigură creșterea presiunii de la 2 bar(g) la o presiune de 9,5... 10 bar(g). Stația de comprimare gaz va fi formată dintr-o unitate de comprimare gaz dimensionată pentru alimentarea celor 3 unități CHP. Dacă se optează pentru o a doua unitate de comprimare, beneficiarul va lua în considerare acest lucru (bugetul prevăzut include o singură unitate). Unitatea de comprimare gaz va fi instalată în container cu amplasare în exterior, în proximitatea clădirii motoarelor. Unitatea de comprimare se va racorda la conducta de gaz existentă în amplasament, prin intermediul unui filtru duplex.

Alimentarea fiecărui motor se va realiza dintr-o bară comună racordată la ieșirea compresorului. Fiecare racord de alimentare la motor va fi dotat cu contor de gaz natural.

Recuperarea căldurii și răcirea motorului

Pentru recuperarea căldurii în scopul utilizării în rețeaua de termoficare SACET, motoarele vor utiliza un circuit format din răcitoarele de aer de combustie din circuitul turbocompresor, răcitorul de ulei, răcitorul de apă motor și răcitorul de gaze de ardere, cuplat la rețeaua de termoficare prin intermediul unui schimbător de căldură separator. Circuitul motor va dispune de un grup de pompare IF+IR care asigură circulația corespunzătoare a apei, împreună cu vanele de reglaj și senzorii de automatizare necesari. Automatizarea motorului va asigura tuturor răcitoarelor din care se recuperează căldura.

Gazele de ardere vor fi răcite și evacuate la coș sub 120 °C.

Circulația apei prin schimbătoarele asociate motoarelor va fi asigurată prin intermediul electropompelor cu convertizor de frecvență din stația de pompare SP (obiect nr. 5). Temperatura apei în circuitul de termoficare al schimbătorului de separație va fi de 95°C pe tur și 65°C pe retur, pentru cazul de referință. Motorul va fi capabil să asigure o temperatură maximă pe tur de 110°C în sezonul rece. în scopul unui control individual adecvat se vor utiliza vane de reglaj pe retur. în circuitul de recuperare a căldurii se va instala un contor de energie termică. Căldura minimă recuperată în apa de termoficare va fi de minim 8,9 MWt.

în cazul răcitorului de aer cu apă de joasă temperatură, se va prevedea atât circuitul complet de evacuare a căldurii format cu radiator uscat, pompă, vane de reglaj, robineți, armături, conducte, cât și schimbătorul care permite recuperarea căldurii într-un circuit de preîncălzire a apei.

Pentru evacuarea de urgență a căldurii motorului, este prevăzut un radiator uscat cuplat la circuitul de răcire a motorului prin intermediul unui schimbător de căldură și al echipamentelor de automatizare aferente. De asemenea, din aceleași considerente, recuperatorul de căldură din gazele de ardere va fi realizat cu includerea unui clapet acționat electric, cu modulare continuă.

Auxiliare

Vor fi asigurate toate utilitățile și auxiliarele necesare pentru operarea motoarelor:

- Este prevăzut un sistem de management al alimentării cu ulei proaspăt respectiv de evacuare a uleiului uzat (SMU), bazat pe rezervoare de capacitate adecvată, pompe de descărcare, electroventile, instrumente, robineți, armături și conducte.
- Este prevăzut un sistem de management al alimentării cu apă a circuitelor motorului respectiv de evacuare în situații de mentenanță (SAR), bazat pe un rezervor de stocare apă, pompe de încărcare/descărcare, electroventile, instrumente, robineți, armături și conducte.

Este prevăzut un sistem de reducere a emisiilor poluante NOx și CO în gazele de ardere evacuate la coș (SAU), realizat cu o tehnologie SCR ce utilizează un agent de reducere NOx (soluție apoasă de uree) în gazele de ardere și un catalizator de reducere NOx și CO. Sistemul va asigura nivele de emisie cu încadrarea în limitele stabilite de reglementările aplicabile în domeniul emisiilor industriale.

- Este prevăzut un sistem de alimentare cu aer comprimat (SAC) necesar pentru pornirea motoarelor, format dintr-un număr adecvat de electro-compresoare de aer de înaltă presiune, rezervoare de stocare, instrumente, armături și conducte.
- Este prevăzut un sistem de ventilație de aer (SVA) care asigură atât aerul de combustie necesar motorului cât și răcirea acestuia.
- De asemenea, furnitura va include toate sistemele electrice și de control, măsură, protecție specifice unităților CHP
- Tablouri electrice de alimentare aferente diverselor echipamente din componența unităților CHP - Tablouri electrice de control echipate cu controller PLC, module de achiziție I/O și de comunicație de date, interfețe de comunicație la distanță pentru integrarea în sistemul de automatizare și conducere DCS/SCADA al centralei.
- Instrumentație de proces
- Vane cu acționări electrice și/sau pneumatice, după caz

Ansamblul Ucog va include următoarele elemente:

1 stație de comprimare gaz natural 2 / 9,5 bar(g)

3 unități de cogenerare de înaltă eficiență (MT1, MT2, MT3), cu gaze, H2R. realizate în jurul

unui set motor - generator de mare capacitate, inclusiv cu toate auxiliar o Sistem de alimentare cu gaz natural o Sistem de pornire cu aer comprimat

erării:

o Sistem de alimentare și filtrare a aerului de combustie

o Sistem de ventilație pentru răcirea și alimentarea cu aer la motor

o Sistem de alimentare cu apa de adaos la circuitul motorului

o Sistem de răcire și recuperare a căldurii din apa motorului

o Sistem de răcire și recuperare a căldurii din gazele de ardere ale motorului

o Sistem de reducere a emisiilor poluante din gazele de ardere ale motorului (NOx și CO)

o Sistem de monitorizare a emisiilor la coș - opțional (se recomandă aparatură portabilă de măsurare a emisiilor)

o Schimbător de căldură pentru transferul căldurii recuperate în circuitul de termoficare SACET

o Sistem de evacuare de urgență a căldurii degajate de intercooler

o Sistem de evacuare de urgență a căldurii din apa de răcire a motorului, inclusiv schimbător de căldură și echipamente de automatizare aferente

o Sistem de management al uleiului (rezervoare de ulei proaspăt și uzat, pompe de alimentare/descărcare, filtre, robineți, instrumentație, conducte, armături)

o Sistem de detecție a scăpărilor de gaze

o Sistem de stingere PSI

o Dulapurile electrice pentru alimentarea consumatorilor, automatizare și control

o Structură și platforme pentru mentenanță

o Container de atenuare a zgomotelor produse de motor

o Atenuator de zgomot gaze de ardere

o Coș de fum

o Set materiale prima umplere pentru operare în garanție (ulei, uree, altele)

o Pod rulant aferent motorului

o Orice alte instalații nenominalizate dar obligatorii pentru operarea corespunzătoare a instalației de cogenerare

Set de contoare pentru energie termică, gaz natural, energie electrică

Set de vane, acționări, robineți, instrumente

Sisteme electrice

- Sistem de automatizare și conducere locală pentru realizarea automată a tuturor funcțiunilor specifice (tablou de control principal, server/stație de lucru, software, modul comunicație la distanță, tablouri locale de control în câmp, instrumente, cabluri de rețea și fibră optică)
- Set piese de schimb cu uzură sau recomandate în perioada de garanție

Set scule de mentenanță specifică

Set echipamente aferente construcției: ventilatoare, aeroterme, hidranți, etc.

Următoarele lucrări și servicii au fost considerate în cadrul realizării acestui obiect:

Lucrări de construcții și instalații aferente clădirii motoarelor termice, stației de comprimare gaz

și coșurilor de fum — terasamente, rezistență, arhitectură, instalații, procurări materiale (fundații,

platforme, clădire industrială, structuri de acces și de susținere, cămine, canale de cabluri, trotuare, instalații de legare la pământ și paratrăsnete la coșuri de fum, prize, iluminat interior și exterior.

balizaj coșuri, ventilație, încălzire, climatizare aer, evacuare fum, detecție și semnalizare incendiu, supraveghere video, telecomunicații, spălare cu apă municipală, evacuare ape uzate convențional

curate, evacuare ape uzate cu ulei, scurgeri pentru ape meteorice) Procurare și montaj conducte și cabluri, inclusiv materiale asociate Lucrări de realizare a protecțiilor anti-corozive

Lucrări de realizare a izolațiilor termice la echipamente și conductele Verificări, inspecții, încercări, teste, probe și punere în funcțiune Teste de performanță

Implementare proiect la sursă CETH Arad

Cerințele minime pe care le va respecta noua unitate de cogenerare sunt următoarele:

— Număr de unități de cogenerare: 3 buc.
- Număr de motoare / unitate: 1 buc.
- Combustibil: gaz natural
- Capacitate electrică minimă 10,4 MWe. nivel tensiune 10,5 kV
— Capacitate termică minimă 8,9 MWt
— Temperatură agent termic tur/retur: 90/60 °C
- Randament electric: > 47,5 %
- Randament global: > 88 %

-Nivel de emisie NOx la coș: < 75 mg/Nm3 pentru 15% 02 an.uscata

-Nivel de emisie CO la coș: < 100 mg/Nm3 pentru 15% 02 an.uscată

- Nivel de emisie zgomot: < 65 dB(A) la 10 m de container

3.2.1.2.3.2 Configurație unitate CHPBio

Centrala pe biomasă (CB) propusă utilizează la bază biomasa lemnoasă, cu o umiditate cuprinsă între 30 și 50%, sub formă de tocătură sau așchii.

Configurația tehnică CB asigură:

o producție de abur tehnologic utilizabil pentru degazarea apei de termoficare / apei de adaos
o producție de apă caldă pentru termoficare și pentru preîncălzirea apei de adaos
o producție de energie electrica utilizabilă pentru compensarea consumului tehnologic intern al noii centrale

Soluția propusă asigură o serie de avantaje importante pentru un operator de SACET:

tolerează o gamă largă a dimensiunilor așchiilor de biomasă

operează cu umiditatea nativă a biomasei lemnoase brute într-o plajă largă, tipic între 30 și 50%.

funcționare stabilă, fără provocarea de arderi în patul de biomasă stocat în gazeifîcator asigură reglarea rapidă a sarcinii în exploatare

eficiență ridicată de conversie în comparație cu tehnologia de gazeificare în echicurent

consum propriu redus de energie electrică

pulberi scăzute în gazele de ardere

cantități reduse de cenușă reziduală /

Implementare proiect la sursă CETH Arad

Cazan de abur, care va utiliza drept combustibil principal un combustibil mixt, lichid și gazos. Combustibilul lichid este combustibilul primar, iar combustibilul gazos este combustibilul secundar.

Instalație de cogenerare, care va utiliza drept combustibil principal un combustibil exclusiv gazos (combustibil primar)

Pentru cazanul de abur:

o Combustibil lichid, altul decât motorina (3% 02 în g.a. uscate):

NOx: 300 mg/Nm3

SO2: 350 mg/Nm3

PM: 50 mg/Nm3 (pentru capacitatea termică sub 5 MWf)

□ CO: n/a

o Combustibil gazos. altul decât gazul natural (3% 02 în g.a. uscate):

NOx: 200 mg/Nm3

SO2: 35mg/Nm3

□ PM: n/a
□ CO: n/a

Pentru instalația de cogenerare:

o Combustibil gazos, altul decât gazul natural (15% 02 în g.a. uscate):

NOx: 190mg/Nm3

□ SO2: 15mg/Nm3

PM: n/a

□ CO: n/a

3.2.1.2.3.3 Configurație Ufcog

Se vor instala etapizat, patru cazane identice astfel:

s* Ansamblul format din 4 cazane de producere a agentului termic (CAF), de capacitate egală de minim 25 MWt, cu funcționare pe gaz natural, având în total o capacitate nominală de minim 100 MWt și un cazan cu abur de 6 t/h

5* Instalațiile tehnologice auxiliare necesare ansamblului CAF, respectiv schimbătoare de căldură pentru racordarea la rețeaua de termoficare a municipiului, pompe de circulație pentru circuitele cazanelor. tabloul general de alimentare a consumatorilor electrici aferenții noii instalații de producere a energiei termice, sisteme de măsurare și contorizare a energiei termice, energiei electrice și gazului natural.

Specificații privind configurația instalației CAF

1. Din considerente de flexibilitate, în asigurarea optimă a sarcinii termice necesare, s-au prevăzut, un număr de 4 buc. cazane CAF, ignitubulare identice, de capacitate egală, 25 MW, având o sarcină nominală de 100 MWt. Noua unitate de producție va funcționa pe gaz natural.
2. Randamentul cazanelor va fi de minim 95,0%.

@® PROARCOR

Implementare proiect la sursă CETH Arad

3. Cazanele de apă caldă vor fi dotate fiecare cu coș de fum individual, de înălțime minim 25 m, care să asigure conformarea la condițiile tehnice ce vor fi stabilite în cadrul actului de reglementare ce va fi emis de APM Arad pentru faza de proiectare PT+DE.
4. Nivelul emisiilor poluante în atmosferă caracteristic CAF-urilor va fi conform cu valorilor stabilite în Legea nr. 278/2013 cu actualizările ulterioare, pentru condițiile de referință specifice (3% Ch în gazele de ardere analiză uscată, condiții normale de temperatură și presiune: 0°C și 1,01325 bar), respectiv:

e) NOx : < 100 mg/Nm³
f) CO : <100 mg/Nm³
g) SO₂: <35 mg/Nm³
h) PM : < 5 mg/Nm³

Instalațiile auxiliare necesare implementării investiției cu cazane CAF cuprind și următoarele lucrări:

- schimbătoare de căldură cu plăci pentru preluarea energiei termice în sistemul de termoficare, - pompe de circulație în circuitele cazanelor
- tablou general de alimentare,
- unitate de degazare cu abur saturat 6 bar(g) de minim 6 t/h, contoare.
- stația electrică de 6/0,4 kV aferentă alimentării cu energie electrică a CAF-urilor
- adaptarea rețelelor de utilități pentru racordare la obiectele SACET. Se vor extinde / adapta rețele de alimentare cu gaze naturale, rețele de termoficare, rețele de apă și canalizare, și rețele de comunicații.

Cazanele CAF propuse vor fi dotate cu instalație de ardere identică, cu capacitate de modulare continuă a sarcinii termice cel puțin până la 25% din capacitatea nominală.

Cazanele CAF propuse spre livrare vor fi “Hj-Ready”, capabile să opereze cu combustibil gazos de tip gaz natural, în componența căruia se poate regăsi un conținut de până la 20%vol hidrogen. Oferta va include confirmările producătorilor de cazan și de arzător cu privire la conținutul maxim de hidrogen admisibil în compoziția gazului natural.

3.2.1.2.4 Clădirile echipamentelor tehnologice-scenariul 2 \

Noile dotări tehnologice industriale vor fi instalate în interiorul unor clădirf jp'dusiriafe ptoietSațe corespunzător, pentru fiecare obiectiv în parte, în cadrul acestui proiect. ClăJțrile^^ ^Aalizișje

împreună cu toate instalațiile suport necesare conform prevederilor reglementărilor tehnice și legislative în vigoare.

Clădirile vor fi dotate cu pod rulant acționat manual de la sol, dimensionat în funcție de piesa cea mai grea pe care trebuie să o ridice / manipuleze / transporte, respectiv în funcție de dimensiunile stabilite. Sistemul de conducere va fi dotat cu interfețe de comunicație de date adecvate inclusiv pentru integrarea ulterioară într-un sistem de control distribuit (DCS/SCADA) al surselor de energie dezvoltate în incinta CETH.

Nivelul de zgomot al echipamentelor prevăzute va fi în concordanță cu limitele zgomotului la care poate fi expus personalul, așa cum este definit în standardele romanești și internaționale.

Nivelul maxim al sunetului nu va depăși 85 dB(A) măsurat la 1,0 m distanță de agregat. Daca este necesar, pentru îndeplinirea acestei cerințe vor fi prevăzute închideri acustice pentru atenuarea nivelului de zgomot și/sau vor fi utilizate de către beneficiar echipamente adecvate de protecție a muncii.

3.2.1.2.5 Instlalații electrice și de automatizare

3.2.1.2.5.1 Descrierea instalațiilor electrice aferente noilor surse — scenariu 2

Pentru evacuarea puterii electrice generate la nivelul noii centrale precum și pentru alimentarea cu energie electrică a consumatorilor aferenți obiectelor descrise anterior, s-a prevăzut o stație electrică (SE) pe nivelul de tensiune 10,5 kV, interconectată corespunzător cu o stație electrică existentă pentru conectare la SEN pe nivelul de tensiune de 1 lOkV, prin intermediul unui transformator ridicător nou 10,5/110 kV, de capacitate minim 50 MVA.

în vederea realizării racordului la stația de conexiune la SEN existentă în afara incintei CETH, este inclusă modernizarea unui ansamblu de celulă 1 lOkV existentă (echipare complet nouă: întreruptor, separatoare, descărcătoare, transformatoare de măsură, izolatoare, cutii de joncțiune, dulapuri de protecție), respectiv va fi realizată linia electrică de racord aferentă; cablurile vor fi instalate pe un traseu combinat, parțial îngropat, parțial prin canal tehnic existent. Celula de I lOkV vizată pentru modernizare va fi integrată cu sistemele electrice de înaltă tensiune, sistemele de automatizare / SCADA și circuitele cc/ca de joasă tensiune existente la nivelul stației electrice 1 lOkV Mureșel.

Stația de 10,5 kV va fi compusă din două secțiuni distincte, interconectate între ele printr-o cuplă. O secțiune de I0.5kV este alocată unui grup de 2 generatoare - 2 GenSet-uri de 10,4 MWe din cadrul obiectului MT - iar cealaltă secțiune de 10,5kV este alocată celui de-al 2-lea grup de 2 generatoare -1 GenSet de 10,4 MWe din cadrul obiectului MT și 1 GenSet de 1,8 MWe din cadrul centralei pe biomasă. Cele două secțiuni vor fi cuplate la un transformator de putere ridicător de tensiune 10.5/11 OkV prin cabluri și cutii de conexiune adecvate. Transformatorul ridicător va fi dotat cu dulap de protecție și control și sistem de stingere. Fiecare generator va fi contorizat.

Implementare proiect la sursă CETH Arad

în cadrul soluției este prevăzută realizarea unui sistem SCADA de monitorizare și management al parametrilor electrici (protecții, contoare), sistem care va fi interconectat cu sistemul existent la nivelul SE HOkV. Vor fi prevăzute terminale numerice de protecție și interfețe de comunicație adecvate pentru celulele de medie tensiune instalate la nivelul noii stații SE cât și pentru celula nouă de IlOkV. Pentru noua linie de evacuare a puterii va fi instalat contor de energie electrică bidirecțional. Toate dispozitivele IED vor fi interconectate prin fibră optică la un cabinet echipat cu sistem SCADA electric dedicat. Acest sistem va fi interconectabil cu sisteme informatice terțe (Transelectrica. DCS proces). Sistemul va include o stație operator.

3.2.1.2.5.2 Instalații electrice aferente construcțiilor

- Instalația de iluminat normal din sala motoare, stațiile electrice, respectiv prize;
- Instalația de iluminat de siguranță

3.2.1.2.5.3 Instalații de protecție aferente noilor surse

Instalații interioare de protecție si echipotentializare consta in:

- conductoare de legare la pământ,
- conductoarele principale si de ramificație pentru echipotentializarea de baza si suplimentară a maselor conductoare si a pârtilor conductoare străine împotriva șocurilor electrice.

Prin sistemul descris, la priza de pamant se leagă:

- toate masele conductoare ce accidental pot ajunge sub tensiune, părțile conductoare aflate in proximitate (la mai puțin de 2,5 m) de masele conductoare si intre care pot aparea accidental tensiuni periculoase
- toate elementele metalice ale instalațiilor si sistemelor interioare care se afla fata de elemente metalice superioare ale clădirii la distante mai mici decât distantele de separare definite conform 17/11
- toate elementele metalice ale instalației care in mod normal nu sunt sub tensiune, dar care pot să ajungă accidental;

Se vor lua toate măsurile necesare in vederea asigurării continuității electrice la îmbinarea tronsoanelor de jgheaburi.

Instalația de protecție constă dintr-o centură de legare la pământ OL-Zn 40x4mm realizată:

- pe conturul statiei 10,5 kV generale;
- pe conturul statiei 0,4 kV ;
- pe conturul camerei de comanda;
- pe conturul sălii utilajelor tehnologice propuse;

Aceste noi instalatii se vor interconecta si apoi se vor conecta in doua locuri distincte la priza de pamant existenta a centralei. __,

La construcțiile noi se va realiza priza de pamant naturala care se va conecta ja^iqnt

existenta.Toate conexiunile de la priza de pământ artificială până la piesele d^Q^ar^ție se^Xută cu platbandă Ol-Zn 40x4mm. Piesele de separație vor fi pozate pe peretele construcției la un nivel de +0.5m fata de nivelul terenului.

Rezistența de dispersie a prizei totale, trebuie să fie mai mică de 1 Q

3.2.1.2.5.4 Descrierea lucrărilor de automatizăre - scenariu 2

Concepția de bază a sistemului de comandă pornește de la cerințele de exploatare automată a tehnologiei nou instalate doar cu o supraveghere de strictă necesitate a exploatării.

Comanda tehnologiei este realizata din stația de operare care va fi amplasată pe pupitrul din camera de comanda. In caz de nevoie (de exemplu în cursul probelor, revizii) pentru comanda tehnologiei se va putea utiliza și dulapul propriu al motorului care este prevăzut un display touch screen pe ușa dulapului, pe care va fi realizată schema sinoptică a procesului tehnologic și schema P&I.

Pe display va fi posibilă afișarea variabilelor din process în mai multe formate selectabile de către operator.

Limitele de semnalizare, avertizare si evenimente vor fi prevăzute ca imagini grafice standard cu posibilitatea de a selecta orice element din sistem.

Fiecare grup motor-generator este livrat cu

-tablou de forță și comandă;
-tablou de servicii auxiliarețterminalul central de operare).;

Intre cele doua tablouri este o legătură seriala prin care se realizează preluarea semnalelor (analogice si digitale)

Sistemul de automatizare este asigurat de un automat programabil (PLC) cu procesor, sursă de alimentare stabilizată, care va asigura alimentarea procesorului și tensiunea pentru semnalele de intrare — ieșire, amplasat in tabloul de servicii auxiliare (terminalul central de operare)

Se vor realiza ferestre separate pentru alarme preventive sau avarie, cu istoricul acestora și confirmare de luat la cunoștință.

3.2.1.2.6 Instalații auxiliare

Au fost prevăzute următoarele:

1. Acumulator de căldură atmosferic
2. Stație de pompare agent termic
3. Degazor termic pentru apă de termoficare
4. Stație electrică și sistem de control distribuit (prezentat mai sus)
5. Servicii generale, demolări, rețele în incintă și racorduri

3.2.1.2.6.1 Acumulator de căldură atmosferic

Stocarea căldurii permite operarea instalației de cogenerare propuse la capacitatea maximă pentru o perioadă de timp determinată, în perioade cu consum de energie termică mai redus, fără a fi necesară modularea permanentă a sarcinii termice. Totodată, se maximizează producția de energie electrică la eficiența maximă posibilă pentru punctul nominal de funcționare. în consecință, decuplarea dintre generarea și cererea de căldură este deosebit de utilă în cazul unei centrale de cogenerare asigurând astfel o funcționare flexibilă și o fiabilitate mai ridicată a acestora.

Descriere detaliată a obiectului este prezentat la capitolul 5.3

3.2.1.2.6.2 Stații de pompare termoficare

Descriere detaliată a obiectului este prezentat la capitolul 5.3

3.2.1.2.6.3 Degazor termic pentru apă de termoficare

Descriere detaliată a obiectului este prezentat la capitolul 5.3

3.2.1.2.6.4 Servicii generale, demolări, rețele în incintă și racorduri

Dezafectări, demontări și demolări

Construcția de drumuri și căi de circulație în incinta noii centrale

Toate drumurile în incinta noii centrale sunt prevăzute, astfel încât obiectele să poată fi accesibile pentru autovehicule diverse. Drumurile existente din incintă se vor reabilita și integra cu sistemul de drumuri noi. în incinta amenajată pentru noua centrală va fi disponibilă o zonă pentru parcarea autovehiculelor, integrată în sistemul de drumuri nou amenajate.

Toate clădirile includ trotuare, cu excepția intrărilor/ieșirilor, racordate direct Ia drumurile din incintă.

Odată cu realizarea drumurilor se va realiza și sistematizarea pe verticală, inclusiv drenajele pluviale, stâlpii de iluminat.

Amenajări pentru protecția mediului și aducerea terenului la starea ini La finalul execuției lucrărilor proiectului au fost prevăzute lucrări de curățire și remediere a terenului rămas liber, inclusiv lucrări de aducere la starea inițială. De asemenea, s-au prevăzut lucrări de amenajare de spații verzi.

Realizarea rețelelor exterioare și racordurilor de utilități necesare investiției

Noua centrală va fî racordată la următoarele utilități necesare operării, existente în interiorul incintei

CETH, în cele mai apropiate puncte față de amplasamentul stabilit pentru obiectele proiectului:

la instalația interioară de alimentare cu apă pentru stingere incendiu

la instalația interioară de alimentare cu apă potabilă pentru uz menajer

la instalația interioară de evacuare a apelor uzate tehnologice

la rețeaua de evacuare a apelor meteorice

la instalația interioară de alimentare cu apă tratată

la instalația interioară de utilizare a gazului natural

la stația electrică de conexiune SE 11 OkV Mureșel

la stația electrică de servicii generale SE 6 kV CETH

Toate obiectele proiectului vor fi conectate la punctele de racord (de interfață), după cum este cazul, prin intermediul rețelelor exterioare, incluse în cadrul bugetului de proiect.

Racordul pentru alimentarea cu gaz natural

Instalația de utilizare existentă în incinta CETH permite racordarea noii centrale la o presiune de lucru stabilă de 2 bar(g), conform datelor confirmate de beneficiar.

Referitor la racordurile necesare de alimentare cu gaz natural, soluția propusă se bazat pe utilizarea instalației de utilizare existentă în incinta CETH, având în vedere următoarele:

- caracteristicile tehnice ale instalației de utilizare gaze naturale
- accesul facil la instalația existentă
- condițiile tehnice stabilite de SNTGN TRANSGAZ în vederea racordării directe la rețeaua de transport gaze naturale
- cerințele beneficiarului privind cheltuielile de realizare a racordului și tarifele de achiziție a gazului natural, precum și cele legate de viteza de implementare a proiectului
- costurile mai mici pentru realizarea racordului de alimentare în rețeaua de distribuție
- tariful de achiziție potențial negociat cu furnizorul care distribuie gazul natural

Soluția tehnica a fost aleasa tinandu-se seama de situația existenta, de cerințele beneficiarului si de condițiile impuse de S.C.DEL GAZ GRID S.A.. Centrul Operațional Arad.

Necesarul de gaze naturale pentru alimentarea unitatii de cogenerare conform datelor din tabelul de mai jos este cca. 6600 Nmc/h, la o presiune de utilizare stabilă de 9... 10 bar(g)

Necesar gaz S2	MW	motoare	Nm3/h
capacitatea electrica	10,4	3	6600
Capacitatea termica	8,9	3	6600

Tabel 14. Consum gaz CHP Motoare Scenariu 2

pentru alimentarea cazanelor de apă caldă este necesar un debit de până la 10.600 Nm3/h la o presiune de utilizare stabilă de 1 ...2 bar(g).

pentru alimentarea cazanului de abur saturat este necesar un debit de presiune de utilizare stabilă de 1...2 bar(g).

Pentru alimentarea unitatii de cogenerare se va realiza racord din conducta existenta de alimentare a CAF nr. 4 si 5.

Pentru asigurarea alimentării cu apă potabilă necesară în cadrul noilor facilități (la nivelul stației electrice și de conducere, la nivelul clădirii cazanelor, respectiv la nivelul clădirii stației electrice aferente centralei pe biomasă), se va realiza un racord intern la rețeaua de apă potabilă existentă în incinta CETH, punct de interfață situat în proximitatea clădirii de birouri CETH.

Pentru asigurarea evacuării apelor uzate menajere este prevăzută o soluție cu vidanje în terenul alocat dezvoltării proiectului. Soluția prevăzută nu implică realizarea unui racord noul în exteriorul CETH la rețeaua de canalizare municipală; dacă va fi stabilită ca necesară această racordare, va fi luată în considerare obținerea avizului de racordare din partea Companiei municipale de apă șî canalizare. In acest caz, bugetul de investiție va fi suplimentat ulterior cu lucrările aferente de realizare a unei rețele interne pentru canalizarea apelor uzate menajere cu sistem de pompare, care să facă joncțiunea la rețeaua de canalizare municipală (sau la rețeaua internă din incinta CETH, în zona clădirii de birouri CETH).

Montaj instalații tehnologice și funcționale

în cadrul rețelelor de fluide și de utilități necesare proiectului, sunt incluse procurările de materiale și montajele aferente realizării următoarelor:

estacadă de conducte bazată pe confecție metalică

conducte de agent termic tur + retur

conducte de abur saturat și de condens

conducte de apa de adaos aferente circuitelor închise ale noii centrale

conducte de apă dedurizată

conducte de apă demineralizată

izolații termice aferente conductelor

3.2.1.2.7 Cerințe și condiții generale pentru scenariul 2

3.2.1.2.7.1 Condiții privind nivelul de zgomot

Nivelul maxim al zgomotului nu va depăși 85 dB(A) măsurat la Im distanță de agregat.

Vor fi prevăzute închideri acustice pentru atenuarea nivelului de zgomot.

populației, aprobată prin OMS nr. 119/2014. măsurată conform SR ISO 1996/2-08 laj,5 m de sol, de 55 dB(A) în cursul zilei, respectiv de 45 dB(A) în cursul nopții (ore

înălțime

3.2.1.2.7.2 Condiții privind vibrațiile

în faza de construire, dacă sunt necesare, se va avea în vedere limitarea vibrațiilor, astfel încât construcțiile și instalațiile existente ce nu sunt vizate de acest proiect să nu fîe afectate și să nu sufere deteriorări, respectiv să pună în pericol viața sau sănătatea lucrătorilor.

Pentru agregatele principale cu părți mecanice în mișcare vor fi prevăzuți senzori pentru monitorizarea nivelului de vibrații, în scopul alertării personalului de exploatare în situația depășirii unor praguri specifice stabilite de furnizor/producător.

3.2.1.2.8 Curbele de sarcina clasate rezultate în urma implementarea investițiilor propuse în scenariul 2

Figura 24.

100 MW 90 MW

I0MW 70 MW

WMW

WMW 40 MW

10 MW 20 MW

I0MW

0MW

1® MW

90 MW ICMW

7CMW

60 MW

60 MW

40 MW

>3 MW

23 MW

BMW

0MW

IOD MW

KMW

KMW

ZOMW

WMW

WMW 40 MW

10 MW

20 MW 10MW

OMW
3.2.2 Justificarea alegerii scenariilor și a opțiunilor în cadrul scenariilor:

Motoarele cu gaz natural MT de ultimă generație alese, sunt tipuri de motoare de gaze cu turbocompresoare cu două trepte, cu capacitatea cilindrică ce trebuie să fie cât mai mare posibil, cu un nou proces de combustie (reglarea timpurie și tardivă a supapei de admisie a gazului) care în combinație cu un proces sofisticat de combustie și de sincronizare a supapelor asigură o creștere a eficienței electrice a motoarelor de până la aproape 50% precum și o eficiență generală mărită cu trei până la patru puncte procentuale. Cele mai performante motoare din punct de vedere al eficienței electrice și al randamentului global sunt cele la care se folosește Ciclul Miller* (brevetat de Xxxxx Xxxxxx, 1947).

Turboagregatele TG identificate a fi fezabile sunt turbine cu gaze de ultimă generație de tip aeroderivat cu o răspândire largă în domeniul de cogenerare în special pentru SACET-uri care dispun de cameră de ardere uscată și asigură emisii foarte reduse de NOx < 15 ppm.

Ținând cont de necesitatea realizării unei surse de producție moderne cu tehnica de ultimă generație și ținând cont în deosebi de evoluția pieței viitoare în sectorul de cogenerare, o soluție mixtă cu motoare pe gaz natural completata de o unitate de cogenerare de înaltă eficiență cu folosirea de energie regenerabilă _ biomasa lemnoasa_ asigura o flexibilitate mărită în străduința operatorului de a obține rezultate economice optime.

Pentru blocul de cogenerare BE unde au fost identificate scenarii fezabile cu componente de producție energie utilă de ultimă generație cu turbine cu gaz natural „GT“ și scenarii fezabile cu componente de producție energie utilă de ultimă generație cu motoare termice cu gaz natural „MT“ a fost efectuata analiza SWOT unde sunt prezentate sintetic comparativ punctele tari / slabe „Motor cu Combustie versus Turbina cu gaz” cu referire la oportunități precum și la amenințările de dezvoltare a proiectului pentru obiectele de producție analizate :

Turbină cu gaz

Puncte tari

• Motoarele cu combustie pot arde o varietate de combustibili, inclusiv gaze naturale, combustibil lichid ușor, inclusiv Biodiesel; răspund cu ușurință la schimbările de disponibilitate a combustibilului
• Sunt H2-Ready
• Flexibilitatea combustibilului

asigură economii în ceea ce privește costurile

• Trecerea instantanee de la gaz la combustibil lichid ușor
• Unele motoare au posibilitatea de a funcționa CONCOMITENT cu 2 combustibili
• Consumă aproape 50% mai puțină apă decât o centrală electrică cu turbina pe gaz de dimensiuni

• Combustibil gaze naturale, păcură și combustibili sintetici
• Eficienta ridicat la cicluri de funcționare de peste 8 ore la încărcarea de baza la sarcina completă
• Centrala cu turbină cu gaz necesită mai puține sisteme auxiliare, precum și mai puține dispozitive suplimentare de evacuare a gazelor

similare

Schimbarea sarcinii de la 10% la 100% în mai puțin de 1 minut Schimbarea sarcinii nu afectează programul de întreținere/ mentenanță

Timp de pornire rapid Se pot opri într-un minut Motoarele cu combustie sunt mai puțin sensibile la temperatură și umiditate, păstrându-și eficiența și puterea nominală într-o gamă mai largă de condiții de mediu

Motoarele sunt eficiente și în regim de funcționare intermitenta

Pornirea rapidă a motorului reduce în regim de funcționare intermitenta consumul total de combustibil

Condițiile de pornire la cald pot fi menținute pentru asigurarea unui start rapid și pot ajunge la sarcina nominală în cel mult două (2) minute în condiții de „pornire la cald"in care apa de răcire este preîncălzită și menținută la peste 70° C

Gazele de eșapament provenite de la motorul cu ardere internă cu piston sunt în jur de 360 ⁰ C, o temperatură mult mai scăzută decât temperatura de evacuare la turbinele cu gaz

Motoarele cu combustie au o eficiență mai mare a ciclului simplu ( eficienta electrica bruta _fara cogenerare ), de pana la 51%.

Costurile de întreținere a motorului pe gaz se dovedesc adesea mai mici decât cele pentru turbine ( fazele de mentenanță A,B și C pot fi făcute de către personalul specializat al beneficiarului)

Motoarele oferă o putere de încărcare completă la orice altitudine de până la 1.000 de metri deasupra nivelului mării

Cerințele scăzute de presiune de admisie a gazelor pentru motoare (6-9 bari comparativ cu aproximativ

21-40 bar pentru turbine) reduc costurile și riscurile infrastructurii și permit plasarea acestor generatoare în apropierea consumatorilor

• Sisteme avansate de recuperare a căldurii din gazele de ardere asigura o eficienta globala a unitatii de cogenerare care poate ajunge la peste 90 %

Puncte slabe

• Sarcina nominală a motorului scade la temperaturi ridicate ale mediului ambiant minimal (cu 1,1% la 40° C în comparație cu condițiile ISO)
• Centralele cu motoare necesita sisteme auxiliare precum și dispozitive suplimentare de evacuare a gazelor arse

• Trecerea de pe CLU pe gaz se poate face doar în 10 min
• Turbinele cu gaz își reduc disponibilitatea și producția atunci când funcționează cu CLU
• Sensibile la metalele și sărurile din CLU din aceasta cauza combustibilii lichizi prezintă multe provocări pentru turbinele cu gaz, deoarece pot conține săruri solubile în apă, concentrații mari de metale grele și alte impurități
• Consum de apa: 790 1/ MWh fata de 400 1/MWh consumați de centralele cu motor cu combustie
• O combinație de condiționare a păcurei (curățare, amestecare, încălzire și presurizare) și cicluri de întreținere mai frecvente sunt necesare pentru turbinele pe gaz care funcționează pe păcură
• Posibilitatea de creștere a încărcării este mai lenta, fiind limitată pentru a preveni stresul termic din componentele instalației
• Cele mai rapide modele de turbină cu gaz produc 30% sarcină livrata după 7 minute și durează aproape 30 de minute pentru a atinge puterea completă în condiții de pornire la cald
• Eficiența ciclului simplă a un/iț> turbine cu gaz este de cca. 3/%^ la 40 ^c C temperatura mediului ambiant (scade cu 3,5%) l jl
• Producția CCGT scade cu până la 18% la 40 ° C K

comparație cu condițiile de referință ISO

• Eficiența centralelor electrice cu turbină cu gaz se degradează la încărcare parțială
• Instalația CCGT nu este profitabilă la funcționarea cu pulsuri de scurtă durată
• Timpul de pornire și sarcina minimă de exploatare cresc timpul total în care funcționează instalația CCGT - și astfel consumul total de energie (combustibil) și cheltuielile de exploatare
• Pentru a permite un start rapid a turbinei de gaz trebuie menținute condițiile de pornire la cald și anume temperatura și presiunea în porțiunea de aburi a ciclului combinat
• Turbinele cu gaz scad la o eficiență mai mică de 30% la încărcarea la jumătate de sarcină
■ Sarcina minimă de mediu pentru majoritatea turbinelor cu gaz este de aproximativ 50 la sută din producția nominala deoarece operarea la sarcini mai mici poate duce la reducerea temperaturii de ardere, la o conversie mai mică de CO în CO2 și la depășirile potențiale ale emisiilor
• Condițiile de pornire la cald pentru CCGT variază oarecum în funcție de producător, menținerea sistemelor electrice energizate, creditul de purjare și controlul temperaturii aburului permit timpii de pornire pentru CCGT de aproximativ 30 până la 35 de minute de la inițierea secvenței de pornire

• Instalațiile cu turbină cu gaz simplă au o medie cu o eficiență mai mică de 30% la gazul natural și în jur de 25 la sută la CLU. Centralele electrice cu ciclu

combinat pot obține eficiențe electrice până la 57%.

• Producția turbinei cu gaz industrial scade cu 10% de la 0 m altitudine la 1000 m altitudine.

Oportunități

• Asigura o sursă de alimentare sigură pe măsură ce furnizorii de combustibil se schimbă în timp
■ Producerea de energie solară și eoliană se poate schimba în câteva minute, operatorii de rețele electrice se bazează pe centrale electrice care pot furniza o sarcină suplimentară (sau reducerea sarcinii) pe aceeași perioadă de timp ca variațiile producției regenerabile

• în producția de energie se pune accent pe centralele electrice convenționale extrem de eficiente, flexibile și mai curate.
* 0 cerință comună a sistemelor energetice actuale este reprezentata de scenariile de încărcare intermediară și de vârf, cu nevoia de echipamente rapide la frecvente, pentru perioade de funcționare limitate de câteva ore

• Turbinele cu gaz sunt una dintre tehnologii de generare a energiei electrice cele mai utilizate pe scară largă

Amenințări

• Lipsa de combustibil, întreruperile de aprovizionare și constrângerile de preț - chiar și doar temporare -prezintă riscuri considerabile de fiabilitate economică și electrică

• Prețurile ridicate ale gazelor naturale din Europa au afectat viabilitatea economică a turbinelor cu gaze
■ Scăderea debitului apelor din regiune și lipsa apei necesare pentru răcire
• Variațiile mari ale producției de energie regenerabile impun centralelor cu turbine cu gaz să funcționeze la sarcini parțiale și cu cicluri de creștere și reducere a încărcării multiple. Acest fapt va conduce la scăderea eficient^ acestora și imposibiWmea acoperii costurilor de proi/uțțiex

Tabel 15.

Analiza SWOT Motor cu combustie versus Turbină cu gaz

3.2.3 Condiții de referință pentru cogenerarea de înaltă eficiență

Pentru calculul de evaluare a ofertelor in faza de achiziție se vor folosi următoarele va referința :

a. Condiții de referință pentru calculul de eficiență energetică:

- Bază de reglementare: Directiva EED 27/2012/EU

Regulamentul 2402/2015/EU

Regulamentul 2066/2018/EU

- Temperatura medie anuală de referință, zonă climatică proiect: tina = 12°C

Coeficientul de corecție a randamentului electric de referință pentru producerea separată a energiei electrice în raport cu condițiile climatice: fcc = 0,l%/°C

Coeficienții de pierdere evitată în rețelele electrice, în funcție de nivelul de tensiune (i), respectiv de locul de consum al energiei (j), în rețele electrice interne respectiv externe: valorile fcp(ij) conforme cu tabelul prezentat în Regulamentul 2402/2015/EU

- Coeficientul de corecție a randamentului electric de referință pentru producerea separată a energiei electrice în raport cu pierderile evitate în rețelele electrice: fcp = £ fcp(ij)*w(ij), unde w(ij) sunt ponderile de livrare a energiei în rețele electrice, în funcție de nivelul de tensiune ”i” al rețelei și de locul de consum “j” în rețea (rețea internă sau externă). Pentru modelarea cazului de referință, se va utiliza exemplificativ o pondere de 10% EE livrată în rețeaua internă de 1 IOkV, respectiv de 100% - 10% = 90% EE livrată în rețeaua externă de 11 OkV. Astfel, fcp = 0,951*10% + 0,963*90% = 0,9618.
- Randament de referință pentru producerea separată a energiei termice sub formă de apă caldă/fierbinte, utilizând tehnologia convențională de ardere a gazului natural (G10) cu cazan, realizată după anul 2016, pentru o temperatură ambiantă de referință ta,ref = 15°C și o umiditate relativă de referință a aerului de 60% și o presiune atmosferică de referință de 1013,25 mbar, pentru un bilanț bazat pe puterea calorifică inferioară (PCI): qt,ref= 92,00%
- Randament de referință pentru producerea separată a energiei electrice, pentru o instalații de producere separată a energiei electrice utilizând tehnologia CCGT cu combustibil gaz natural (G10), realizată după anul 2016, pentru o temperatură ambiantă de referință ta,ref= 15 °C, o umiditate relativă de referință de 60% și o presiune atmosferică de referință de 1.013,25 mbar, pentru un bilanț bazat pe PCI: ițe,ref,o = 53,00% necorectat;

ițe,ref = 51,26% corectat, calculat în baza condițiilor climatice specifice și a pierderilor evitate în rețelele electrice, cu formulele:

Aqct = fcc * (ta,ref — tma) = 0,1% *(15 - 12) = 0,3% fcp = £ fcp(ij)*w(ij) = 0,9618

e,ref = (qe,ref,o + Aqet) * fer = 0,9618 * (53% + 0,3%) = 51,264%

- In baza valorilor de referință ale randamentelor termic (qt,ref) și electric (qe,ref) pentru producerea separată a energiei termice respectiv electrice, se poate calcula indicatorul specific de economie a energiei primare în cogenerare (EEP(%)) față de situația producerii separate a ET și EE:

EEP(%) = 1 — 1 / ((qt,chp/ițt,ref) + (qe,chp/i]e,ref)) AEF = EF,chp * (((qt,chp/qt,ref) + (i]e,chp/qe,ref)) — 1)

unde: EF,chp ■ energia primară consumată în cogenerare,

AEF = economia de energie primară realizată prin cogenerare (sau altfel spus, creșterea de energie primară în cazul producerii separate ET & EE).

Factorul de emisie CO2 pentru arderea gazului natural este FEGN = 56,1 tCO2/TJ =

0,20196 tCO2/MWh(f), conform R 2066/2018/EU.

Cantitatea de emisie CO2 se determină orar sau anual în baza qc (tCO2/h) = FEGN * Pf (MWf)

STUDIU DE FEZABILITATE Sursă de producere a energiei termice și electrice prin cogenerare de înaltă eficiență Implementare proiect la sursă CETH Arad		JSGIPROARCOR CONSULTING
MC (tCO2/an) = FEGN * EF (MWhf/an)
b. Condiții de referință
Cazane Altitudine: - Temperatură aer: - Umiditate relativă aer: Profil de consum anual:	110 m d.m, 15 °C 60% vezi curba de sarcina anul 1 de operare
Motoare cu gaz Altitudine: - Temperatură aer (ISO): - Umiditate relativă aer (ISO): - Profil de consum anual:	110 m d.m. 15 °C 60% vezi curba de sarcina anul 1 de operare
Scenariile SI și S2
Condiții de referință
Cazane - Altitudine: Temperatură aer: - Umiditate relativă aer: Profil de consum anual:	110 m d.m. 15 °C 60% vezi curba de sarcina anul 1 de operare

Motoare cu ardere internă pe gaz natural și cu recuperatoare de căldură

- Altitudine:	110 m d.m.
Temperatură aer (ISO):	25 °C
- Umiditate relativă aer (ISO):	30%
Profil de consum anual:	vezi curba de sarcina anul 1 de operare

Capacități de producere a energiei termice și electrice

Cazane

Căldură utilă (Qt)

- Putere electrică consumată (Pec)

Motoare cu ardere internă pe gaz natural

- Căldură utilă (Qt)
- Putere electrică (Pe)

Putere electrică consumată (Pec)

Motoare cu ardere internă pe gaz de sinteză din biomasă

- Căldură utilă (Qt)
- Putere electrică (Pe)
- Putere electrică consumată (Pec)

Instalație de cogenerare de înaltă eficiență (CHP) Căldură utilă totală (Qt)

- Putere electrică totală (Pe)

Putere electrică totală consumată (Pec)

- Putere electrică totală netă (Pen)

Energie termică totală produsă anual (ET)

Energie electrică brută totală produsă anual (EE)

- Energie electrică netă totală produsa anual (EEN)

Instalație de producere energie termică cu cazane

Căldură utilă (Qt)

Energie termică produsă anual (ET)

Instalație de producere energie termică și electrică în ansamblu (CHP + cazane) - Căldură utilă totală (Qt) - Putere electrică totală (Pe)

Putere electrică totală consumată (Pec)

Putere electrică totală netă (Pen)

- Energie termică totală produsă anual (ET)
- Energie electrică brută totală produsă anual (EE)

Energie electrică netă totală produsă anual (EEN)

Randamente de producere a energiei termice și electrice

Motoare cu ardere internă pe gaz natural

Randament termic orar (r|t)

Randament electric orar (qe)

- Randament global orar (qg)
- Consum orar de combustibil (Pf)
- Economie orară de energie primară (EEP, AEF)

Motoare cu ardere internă pe gaz de sinteză din biomasă

Randament termic orar (qt)

- Randament electric orar (qe)

Randament global orar (qg)

Consum orar de combustibil (Pf)

Cazane de apă caldă

Randament termic orar (qb)

- Consum orar de combustibil (Pf)

Instalație de cogenerare de înaltă eficiență (CHP)

Randament termic anual (qt)

Randament electric anual (qe)

Randament global anual (qg)

Energie primară consumată anual (EF)

Economie anuală de energie primară (EEP, AEF)

Instalație de producere energie termică cu cazane Randament termic anual (qt)

- Consum total anual de energie primară (EF)

Instalație de producere energie termică și electrică în ansamblu (CHP + cazane)

Randament termic anual (r|t)

Randament electric anual (rțe)

- Randament global anual (rțg)
- Energie primară consumată anual (EF) Economie anuală de energie primară (EEP, AEF)

Factori de evaluare, conform Anexa 2.2 GS PNRR C.6 1.3:

1.1.1. Economia anuală de energie primară în MWh/an (EEP): min. 10%;
1.1.2. Randament global brut anual în condiții ISO (rțg): min. 80%;
1.1.3. Reducerea anuală a emisiei CO2 în tCO2/an (AMC): > 0.

Nota ; Valorile cerute pentru factorii de evaluare conform Anexa 2.2 GS PNRR C.6 1.3 se regăsesc in Anexa „Factorii de evaluare conform Anexa 2.2 GS PNRR C.6 1.3”

Emisii în atmosferă

Condiții de referință

Conținut de oxigen în gazele de ardere (O2,ref): 15% 02, analiză uscată

- Presiune referință gaze de ardere (pg,ref): 1013,25 mbar
- Temperatură de referință gaze de ardere (tg,ref)* 0 °C

Oxizi de azot (NOx)

- Concentrația maximă de NOx în gazele de ardere (cno) Debitul masic instantaneu maxim de NOx în gazele de ardere (qno)
- Cantitatea maximă de NOx în gazele de ardere (MNO)

Monoxid de carbon (CO)

- Concentrația maximă de CO în gazele de ardere (cco)
- Debitul masic instantaneu maxim de CO în gazele de ardere (qco) Cantitatea maximă de CO în gazele de ardere (MCO)

Dioxid de carbon (CO2)

- Concentrația volumetrică de CO2 în gazele de ardere (cmv)
- Concentrația masică de CO2 în gazele de ardere (cmc)

Factorul de emisie CO2 pentru arderea gazului natural (FEGN)

Debitul masic instantaneu în gazele de ardere (qc)

Cantitatea de CO2 produsă anual (MC)

Zgomot

- Nivelul presiunii sonore la 1 m de incînta/camera agregatului: < 85 dB(A)

Nivelul presiunii sonore la 1 m de clădiri: < 65 dB(A)

- Nivelul presiunii sonore la limita de proprietate: < 65 dB(A)
- Nivelul presiunii sonore la fațada clădirilor rezidențiale: < 55 dB(A) ziua,

respectiv: < 45 dB(A) noaptea

Varianta constructivă de realizare a investiției, cu justificarea alegerii acesteia;

Pentru evaluarea scenariilor identificate au fost stabiliți factori de influență pentru

- eficiență energetică
- eficiență economică
- impact de mediu

analizați în funcție de influenta lor specifica

Valorile corespunzătoare comparative pentru scenariile fezabile S2 și SI versus SR rezultate prin analiza specifica de calcul folosita pentru selectare scenariu recomandat _ Comparație bazata pe date ACB si curbei de sarcină pentru primul an de operare respectiv pentru perioada de analiza _ sunt redate sintetic în tabelele de mai jos :

		S2	SR	SI	S? wau» St	S2 venu» SR
RundamcMt Cogeatnire	%	M.4?	i	11,00	0	X
Rjindiment CAF	%	95,70	05,00	94,50	1,20	10,70
Randament Sursa	%	90,16	«5.00	90.01	0.15	5.16
Enert i* primara	MWan	54 S.355,71	374.916,19	323 477,50	24,876,29	X
En.primara prod. Separat	MWh/an	712 600,-12	366.297,41	653.122,13	56787,30	X
Ec^ea. primara	MWan	IM.253.65	-«61 «,76	132 344.63	31909,02	172,072,41
	Lr.n-	14 458.95	-751,69	11479,59	3079.36	1S.2Î7.64
	%	Z3.H	-1.35	2O.IS	2.87	X

Tabel 16. Datele tehnice comparative pentru selecție scenariu (l)

		Scenarii			Scenarii cu proiect venus SR	Scenarii cu proiect vonu» SR
1	2	3	4	5	6	7
	UM	81	52 Propu»	SR	51 -SR	S2-5R
Energie termica din care	MWhfan	318.679	318 679	318.679	Q	0
cogenorara din care
cu jaz natural	MWan	147.052	147 852	□
	•	46.40		0.00
ti, btomaM	MWan	46200	48.200	0	462^0	«20c
	■	0		0
lati	MWli/an	194.052	1M052	0
	•i	60,89	60.89	0,00
Producție tara cc<;enera«
cu gaz natura	MWan	124.626	124.626	328.239
	%	39,11	39 1	100.00
cu ta ta mata	MWh/an	0	0	□
		0	0	0
coeficient eficienta energetica	•i	BC B9	60,09	0,00
1 Energie electrica din care	MWh an	152.912	186.665	0	16ÎJ12	188645
coganarare cu gaz natural	MWhhm	137.648	183.545	0	137.648	183545
cogenerare cu blorr»M	MWh/an	15264	15.120	0	15264	15120
conumarouriu	MWh/an	4.672	4.084	0	4672	4084
Uvmta 'ta uard*	MWan	*48,240	195.498	0	*48239 81	195498
En.EI.Khrma de iprijin	MWh. an	• 48.240	195.498	0	148.240	195498

Tabel 17. Datele tehnice comparative pentru selecție scenariu (2)

Valori de producție in primul an de operare :

Date de

. Scenarii S1 si S2

tir crL	Denumirea	_tâJ	\| Scenariu 1	Scenariu 1
			4-5,9 MUW6.«75SnVt +UcotbioMM Wțys.s MWl + Cazane km.smwi	W\| Ucogbiol.SMWe/ 5.5 MWt
/	2	3	4	5
	Energia termică livrata, apă calda pentru SACET	MWh an	239009	239009
	Energia termică produsa , apă caldă pentru SACET	MWh'an	319.679	319.679
1.Cogenerare	Durata anuala de funcționare		6.026	6026
Motoare	Durata anuală dc funcționare	ore an	4.592	4.592
1	Sarcina termică instalată	MW	26,7	26,7
2	Energia Icrmicâ produși	MWh an	147852	147.852
4	Puterea electrici instalata	MW	23,6	31,2
5	Energia electrică produsă	MWh an	137.792	183.545
6	Consum servicii proprii (compresor gaz. auxiliare) - 3*.	MW	0,708	0,624
6	Consum servicii proprii (compresor gaz. auxiliare) - 3*.	MWh an	3.251	2.865
7	Enerva electrică livrată	MWh an	134.541	180.680
1	Energia termică la gard	MWh an	147.852	147.852
1	Energia termică livrata, apă caldă I pentru SACET	MW h/an	147.852	147.852
9	[ ficien\|ă electrică	%	41,50%	49,00%
10	Randamentul mediu	%	88,00%	88,45%
10	Energia utila produsă	MWh/an	285.644	331.398
11	C onsumul anual total dc combustibil	MW h/an	324.596	376.588
Ucoghin	Durata anuală de funeponare	orcan	8.400	8.400
12	Sarcina termică instalată	MW	5,50	5,50
13	Energia termicăjirodusă	MWh.'an	46.200	46.200
14	Puterea electrică instalata	MW	1,80	1,80
15	Energia electrică produsă	MWh.'an	15,120	15.120
10	Consum servicii proprii (compresor gaz auxiliare) - 3%	MW	0,04	0,04
17	Consum servicii proprii (compresor gaz auxiliare) - 3%	MWh.'an	302	302
18	Energia electrică livrată	MWh.'an	14.818	14.818
19	Energia termică la gard	MWh.'an	46.200	46.200
20	Eficientă electrică	%	41,50	49,00
21	Randamentul mediu	%	88,00	88,45
22	Energia utila produsă	MWh/an	61.320	61.320
23	Consumul anual total de combustibil	MW h/an	69.682	69.682
Total cogenerarc	Energia termică produsă	MW h/an	194.052	194.052
Total cogenerare	Energia electrica produsă	MW h/an	152.912	198.665
11.Producție fam cogenerare :Cazanc	Durata anuală de funcționare	ore an	2.734	2.734
24	Sarcina termică instalată	MW	104.5	104.5
25	Energia termică produsă	MWh.'an	124.626	124.626
26	Energia termică La gard	MWh/an	124.626	124.626
27	Randamentul mediu	■/.	94.5	94,5
28	Energia utila produsă	MWh/an	124.626	124.626
29	Consumul anual total dc combustibil	MWh/an	131.880	131.880
III.Sursa de cogenerare de Consumul anual tulul de combustibil înalta eficienta		MWh/an	526.157	578.150

Tabel ÎS. Date operare scenarii SI si S2

CRITERIILE DE ÎNALTĂ EFICIENȚĂ ALE COGENERĂRII
12	Randamentul termic al instalației de cogenerare	%	46,50%	39,45%
13	Randamentul global al instalației de cogenerare	%	88,00%	88,45%
14	Randamentul electric de referință Cată de producerea separată, conf Regulamentului delegat al CE nr. 2402 2015, condiții ISO	%	53,00%	53,00%
ii	Randamentul termic de referință fa\|ă de producerea separată energici termice sub formă de abur, conf. Regulamentului delegat al CE nr. 2402/2015	%	87,00%	87,00%
16	Consum energie primara la producerea separata	MWh/an	654.811	741.138
17	Consum energie primara sursa scenarii	MWh. an	526.157	578.150
18	Economia de energie primară (PES) față de producerea separată, conf. Regulamentului delegat al CE nr. 2402/2015	MWh/an	128.653	162.988
19	Economia de energie primară	%	19,65	21,99

Tabel 19. Criterii de eficienta pentru cogenerare

Date economice de	a reducție
nr. cri.	Denumirea	L'.M	SI	S2
i	2	J	4	S
	Energia termica produsă	MWh	147.852	147.852
	cn. Termica S VCET	MWh	147.852	147.852
	Energia dcctricâ produsa	MWh	152.912	198.665
	Energia electrici livrata	MWh	149.661	195.800
2	Chdtuidi variabile, total din care:	Ici	279.479.811	301.639.570
2.1	Chdf.iidi cil combustibilul gaz nai ural	la	191.760.620	209.299.500
	- preț combustibil	let-MWh	420.24	420.24
	Chdtuidi cu combustibilul bi o masa	MWh	23 481.483	23.426.470
	- ptțț combustibil	la/MWh	336	336
2.3	Cheltuieli cu salam	la	20.886.391	20.886.391
2 4	Cheltuieli variabile de menlaiantă	la	2.295.461	2.427.502
2.S	Chdtuidi anuale cu CO:	la	41.055.856	45 599.707
	- cantitatea anuală de emisii deCtk i f*i-tor cmmc ■'! ZlMVfi tCO2AlWhi	t.an	92.157	102.356
	■«CO1-	la 1	466,68	466.68
3	Chdtuidi fixe de nuntenanțâ	la	14.543.777	14.543.777
4	Alte chdtuidi (asigurări, de) * 1% din poz 2+poz J	la	2-760 136	2.966.934
5	TOTAL Chdtuidi	Id	296.783.724	319.150.281
7	Venituri din operare	la	282.544.503	362.573.172
8	Eneritie electrica	lei	68.904.867	83.417.381
9	Energie termica	Id	2t3.6J9.636	279.155.791
10	Bonus cogenerare	Id	74.857.707	90,623,989
11	Total venituri	Id	357.402.210	453.197.161
12	l'r.RVnienlen	la	60.618,485	134 046 880

Tabel 20 Date economice pentru scenarii identificat

		S1	S2
Costuri investiție	mii Euro	110671	105058
Profit	mii lei	60.618	134047
Randament electric	%	41,5	49,0
Economia de energie primara	tep	11062	14123
	%	20,18	23,05
Economia de CO2	tC02	26728	33173
Randament Sursa	%	90,01	90,19

Tabel 21. Comparativ principalii indicatori calitativi si cantitativ i SI versus S2 sunt prezentati sintetic mai jos:

Scenariul S2 propus îndeplinește pe deplin cerința de respectare a pragului de emisii e 250

gCO2eq/kWh pe durata de viața economică a instalației redata in tabelul de mal jos:

MM	n?»	Mit		**
0	MIM'/	*MTMj	4MI8M	muu
0	lOUlM	MWM8		mmm.»

4*8

Conform datelor de analiza prezentate mai sus și dovedite prin rezultatele obținute din capitolele conform de analiză financiara și economica prezentate detailat in Cap.9 Analiza ACB opțiunea constructivă recomandată este Scenariul 2

3.3 Costurile estimative ale investiției:

- costurile estimate pentru realizarea obiectivului de investiții, cu luarea în considerare a costurilor unor investiții similare, ori a unor standarde de cost pentru investiții similare corelativ cu caracteristicile tehnice și parametrii specifici obiectivului de investiții;

Costurile estimate pentru realizarea obiectivului de investiții, cu luarea în considerare a costurilor unor investiții similare, ori a unor standarde de cost pentru investiții similare corelativ cu caracteristicile tehnice și parametrii specifici obiectivului de investiții;

Costurile totale ale investiției _ conform DG _ sunt redate mai obținute jos :

Opțiune	Costuri investiție fără TVA
scenariu 1	euro	110.670.860
scenariu 2	euro	105.058.141

Tabel 22. Costuri investiție scenarii SI și S2

Costurile de investiti pe obiecte pentru cele doua scenarii fezabile analizate sunt redate mai jos in tabelul devize pe obiect:

DEVIZE PE OBIECT - CHELTUIELI PENTRU INVESTIȚIA DE BAZĂ țCAP.4ț
	SCENARIU 1		SCENARIU 2
Denumire obiect	Cheltuieli pentru investiția de bază	Cheltuieli pentru investiția de bază	Cheltuieli pentru investiția de bază	Cheltuieli pentru Investiția de bază
Obiect 1 - MT : Instalație de cogenerare de înaltă eficientă cu motoare termice pc gaz natura!	39.319.639 €	194.632.211 RON	35.745.126 €	176.938.374 RON
Obiect 2 - CB ; Centrală pe biomasă cu instalație de cogenerare	18.026.457 C	89.230.962 RON	18.026.457 €	89.230.962 RON
Ob>ect 3 - CA Cazane de apă caldă	10.909.800 €	54.003.510 RON	10.909.800 C	54.003.510 RON
Obiect 4 - AC: Acumulator de căldură	5.216.124 €	25.819.814 RON	5.216.124 C	Z5.819.814 RON
Obiect S - SP : Stație de pamoare	4.997.808 C	24.739.150 RON	4.997.808 €	24.739.150 RON
Obiect 6 - DT Degazor termic	245.916 C	1.217.284 RON	245.916 €	1.217.284 RON
Obiect 7 SE Stație electrică si sistem de conducere Obiect 8 - SG : Servicii generale, demolări, rețele șl racorduri în Incintă	12.366 842 € 6.998.284 €	61.215.870 RON 34.641.504 RON	11.242.584 € 6.362.076 €	55.650.791 RON 31.492.276 RON
TOTAL INVESTIȚIE DE BAZĂ	98.080.870 €	485,500.305 RON	92.745.891 €	459.092.160 RON

Tabel 23. Costurile de investiti pe obiecte pentru cele doua scenarii fezabile analizate

Centralizatorul pe capitole pentru SI si S2 este redat mai jos :

	CENTRALIZATOR DEVIZ GENERAL 51+52
		SCENARIU 1		SCENARIU 2
CAPI	Cheltuieli pentru Obținerea șl Amenajarea terenului	5.14i780€	25.486.461 RON	5.148.780 C	25.486.461 RON
CAP.2	Cheltuieli pentru Asigurarea utilităților necesare obiectivului de Investiții	■ €	-RON	- €	-RON
CAP.3	Cheltuieli pentru Proiectare ți Asistență tehnică	1.231.201 €	6.094.445 RON	1375.969 <	6.811.045 RON
CAP.4	Cheltuieli pentru investiția de bază	98.040.870 €	485.500305 RON	92.745.891 C	459.092.160 RON
CAP 5	Ahe cheltuieli	S .944.540 €	29.425.472 RON	5.522.078 C	27.334.288 RON
CAP.6	Cheltuieli pentru instruire, probe tehnologice șl teste	265.470 C	1314.077 RON	265.422 €	1.313.841 RON
		110.670.860 C	547.820.759 RON	105.058.141 C	520.037.796 RON

Centralizator deviz general

în continuare este făcută o analiza pe obiecte pentru scenariul S2 :

Sursele principale de energie termică sunt:

Unitatea de cogenerare CHP. Obiect 1

Pentru scenariul S2 propus _ BE cu 3 motoare termice cca. 10,4 MWe fiecare _ costurile estimative ale investiției prin luarea în considerare a costurilor unor investiții similare corelativ cu caracteristicile tehnice și parametrii specifici ai Obiectivului 1 și pe baza ofertelor actuale au fost estimate la valoarea de 176938373,7 lei exclusiv TVA .

Unitatea de cogenerare CHPbio _ Obiect 2

Pentru scenariul propus BE cu unitate de cogenerare de înaltă eficiență cu gazeifîcare biomasa cca. 1,8 MWe ,costurile estimative ale investiției prin luarea în considerare a costurilor unor investiții similare corelativ cu caracteristicile tehnice și parametrii specifici ai Obiectivului 2 și pe baza ofertelor actuale au fost estimate la valoarea de cca. 89230962,15 lei exclusiv TVA.

Unitatea fără cogenerare Cazane Obiect 3

Pentru unitatea de producție energie termică fără cogenerare _UfCog_ cu cazane de apa fierbinte CAF costurile estimative ale investiției prin luarea în considerare a costurilor unor investiții similare corelativ cu caracteristicile tehnice și parametrii specifici ai Obiectivului 1 și pe baza ofertelor actuale au fost estimate la valoarea de 54003510 lei exclusiv TVA.

Devizele se regăsesc in Anexe.

Valoarea de investiție pentru opțiunea optima _ Scenariu 2 :

	Valoare (fără T.V.A.)	T.V.A. 19%	Valoare (cu T.V.A.)
	lei	lei	lei
TOTAL GENERAL	520.037.795,62	98.622.944,50	618.660.740,11
Din care C + M	164.146.425,30	31187820,81	195.334.246,11

Tabel 24 Valoarea de investiție pentru opțiunea optimă

costurile estimative de operare pe durata normată de viață/de amortizare a investiției publice.Pentru prognoza costurilor estimative de operare pentru fiecare scenariu identificat au fost luate în considerare următoarele premize:

- Toate prognozele sunt efectuate la nivelul anului de referința .
- Necesarul de energie termică „la gard“ conform curba de sarcină pentru anul de referință
- Pentru UCog. se calculează operarea pentru funcționarea la baza curbei de sarcină ( 8760 ore de funcționare *disponibilitatea garantata 96 % : 8410 ore/an )
- Cheltuielile de mentenanța pentru un ciclu de operare pana la prima reparație capitala

nr. crt	Denumirea	U.RL	SI	S2
1	1	3	4	s
	Energia termica produsă	MWh	147.852	147,852
	cn. Termica SACET	MWh	f 147.852	^F 147.852
	Energia electrică produsă	MWh	137.792	183.545
	Energia electrică livrată	MWh	134.541	180.680
1	Cheltuieli variabile, total din care:	Id	279.479.811	301.639.570
2 1	Cheltuidi cu enmbusiibtlul gaz natural	la	191.760.620	209.299,500
	- preț combustibil	lei,'MWh	420.24	420.24
	Cheltuieli cu combustibilul biomasa	MWh	2J.481.48J	23.426.470
	- preț combustibil	lei MWh	336	336
23	Cheltuieli cu salarii	la	20.886.391	20.886.391
2 4	Cheltuieli variabile de mcntaianță	Ici	2.295.461	2.427.502
2.5	Cheltuieli anuale cu CO?	lei	41.055.856	45.599 707
	• cantitatea anuală de emisii de CO: < fac tor cmiSK-i 2UI% iCOMIWhf	lan	92.157	102.356
	- preț CO’ -	lai	466.68	466,68
3	Cheltuieli Gie de men ten antă	Id	14.543.777	14.543.777
4	Alte chdhiidi (asigurări, ele)* 1% din poz 2+poi 3	tei	2.760,136	2.966.934
5	TOTAL Chdhiidi	Id	296.783.724	319.150.281

Tabel 25. Date economice pentru scenariile analizate

3.4 Studii de specialitate, în funcție de categoria și clasa de importanță a construcțiilor, după caz:

- studiu topografic;
- studiu geotehnic și/sau studii de analiză și de stabilitate a terenului;

- studiu hidrologic, hidrogeologic;

studiu privind posibilitatea utilizării unor sisteme alternative de eficiență ridicată pentru creșterea performanței energetice;

studiu de trafic și studiu de circulație;

- raport de diagnostic arheologic preliminar în vederea exproprierii, pentru obiectivele de investiții ale căror amplasamente urmează a fi expropriate pentru cauză de utilitate publică; studiu peisagistic în cazul obiectivelor de investiții care se referă la amenajări spații verzi și peisajere;
- studiu privind valoarea resursei culturale;

studii de specialitate necesare în funcție de specificul investiției.

3.5 Grafice orientative de realizare a investiției

Graficul de realizare a sursei de producție cu cogenerare de înaltă eficiență, va fi în concordanță cu actualizarea strategiei de alimentare cu energie termică a municipiului Arad:

®©PROARCOR

CONSULTING

118

4 ANALIZA FIECĂRUI SCENARIU TEHNICO-ECONOMIC PROPUS

4.1 Prezentarea cadrului de analiză, inclusiv specificarea perioadei de referință și prezentarea scenariului de referință

In analiza efectuata consultantul a considerat scenariul de referina scenarriul fara proiect SR in omparatie cu care au fost efectuate compartiile scenariilor analizate SI si S2 pentru perioada de 20 ani: 2022-2041.

Strategia UE pentru încălzire și Răcire (IR) promovează realizarea de unități de cogenerare și trigenerare (energie electrică, încălzire și răcire). Din acest motiv este încurajată producerea distribuită, în limitele în care aceasta se dovedește fezabilă economic.

La nivel național, consumul brut de energie al României, a scăzut semnificativ după 1990, ajungând în 2015 la 377 TWh (l TWh = 0,086 mii tep), echivalentul a circa 19 MWh per capita, iar consumul final de energie a fost 254 TWh.

Prognoza evoluției cererii de energie finala pe sectoare de activitate in anii 2017 si 2030 este redata

mai jos :

■ Industria energo-intensivâ

. Alte sectoare

I industriale

■ Gospodării
■ Agricultura & Servicii
■ Transport

Tabel 27. Cererea de energie finală pe sectoare de activitate în 2017 și 2030.

(Sursa: Printes)

In conformitate cu ghidul ANRE, pentru întocmirea „Programului de îmbunătățire a eficienței energetice aferent localităților cu o populație mai mare de 5000 locuitori conf. art.9(12) din legea nr 121/2014“ indicatorii pentru sectorul rezidențial, în țările UE sunt următorii:

- consumul anual pe m² pentru clădiri este cca 220 kWh/m² ( există o mare diferență între consumul rezidențial de 200 kWh/m² și cel nerezidențial al clădirilor de 295 kWh/m²).

Consumul mediu de electricitate pe nr în țările UE este de circa 70 kWh/m², majoritatea țărilor situându-se în domeniul 40-80 kWh/m². Consumul este mai mare în țările nordice din cauza

folosirii energiei electrice pentru încălzit (fiind de 130 kWh/m² în Suedia_și ajungând la aprox. 170 kWh/m² în Norvegia).

Consumul de energie pe nr în clădiri este redat in graficul de mai jos:

(Sursa Odyssee)

O reducere a consumului de energie termică, datorată, în principal, prevederilor tot mai stricte ale standardelor pentru construcția de noi apartamente, dar și a implementării programelor naționale de reabilitare termică a clădirilor, poate fi apreciată cu cca 15 % până în anul 2030, deși consumul de energie a crescut cu mai mult de 2% anual, în jumătate dintre țările UE. Orizontul de consum, al consumului pentru încălzire, pentru anul 2030, la nivelul EU, este de 130 MWh/ m², indicator folosit în documentație și pentru Municipiul Arad.

Pornind de la consumul mediu total actual de energie de 220 kWh/nr, și luând un consum aferent de energie electrică, de 50 kWh/m², consumul pentru încălzire este de, 170 kWh/m², iar consumul pentru acc, aferent este apreciat la 42,5 kWh/m², se poate determina prognoza în timp, a consumurilor specifice și pe baza lor putem aprecia, la nivelul localității și al SACET-ului, necesarul de energie pentru perioada de analiză. Obiectivul actual este atingerea unui consum de energie de 130 kWh/mp an.

Scenariul de referință presupune funcționarea în continuare a CETH Arad cu instalațiile actuale pentru perioada de analiză până în anul 2030 cu următoarele condiții:

• Repunerea in funcție a cazanelor de abur și a turbinei existente pentru funcționare în cogenerare
• Recalcularea orelor de funcționare pentru cazanele CAF 4 și 5
• înlocuirea unui CAF de 100 Gcal cu punere în funcțiune, PIF : 31.12.2023
• Investițiile în rețea, stații de transfer și PT-uri conform Strategia de Alimentare cu Energie Termică a Municipiului Arad 2020-2030 actualizată

4.2 Analiza vulnerabilităților cauzate de factori de risc, antropici și naturali, inclusiv de schimbări climatice, ce pot afecta investiția

Analiza vulnerabilităților cauzate de factorii de risc cuprinde următoarele etape principale:

Identificarea riscurilor

Evaluarea probabilității de apariție a riscului

Identificarea masurilor de reducere sau evitare a riscurilor

Vulnerabilități cauzate de factori de riscuri politice, economice și financiare (război, crize energetice și de resurse, modificări condiții de finanțare, etc.)-

Obiectivul general al proiectului propus spre realizare este folosirea eficienta a posibilităților și necesităților actual existente în SACET pentru marirea ponderii cogenerarii de înaltă eficiență cu efecte pozitive atat de natura energetica și economica precum și de mediu.

Realizarea obiectivului general al proiectului presupune îndeplinirea următoarelor obiective specifice, obiective totodată generează și anumiți factori de risc:

Asigurarea finanțării obiectului:

1. în Varianta existenței schemei de sprijin pentru cogenerarea de înaltă eficiența Scenariu 1 ; 2

Riscul aferent este relativ redus deoarece proiectul este sustenabil iar finanțarea este garantata prin impactul pozitiv al proictului asupra indicatorilor de mediu și de eficienta. De asemenea proiectul indeplineste condițiile cerute pentru cofinantare atat prin Programul de Termoficare cat și prin PNRR.

Datorită bonității beneficiarului nu a fost considerat în analiza ca factor de risc major pentru nici unul din scenarii în varianta existenței unei scheme de sprijin care condiționează un flux de numerar pozitiv pe perioada de referință luata în analiza.

2. Varianta inexistenței schemei de sprijin pentru cogenerarea de înaltă eficiența

Scenariu 1 și 2

Riscul aferent este major pe toată perioada inexistentei unei scheme de sprijin deoarece finanțarea prin credit bancar cu contribuție proprie a beneficiarului este condiționată de existenta unui flux de numerar pozitiv pe perioada de referință luata în analiza , coditie care nu este satisfăcută la CET H Arad pentru nici una din subscenariile identificate.

Gasirea soluției optime de realizare a investiției

Posibilitatea de găsire a soluției optime din punct de vedere energetic, financiar și de mediu este garantata de posibilitatea de dezvoltare a UCog. unde ofertanții conform scenariilor prevăzute care permit o gama larga de configurații atât din punct de vedere al sarcinii cat și a componentelor identificate (motoare sau turbine cu gaze) vor avea posibilitatea de a contribuii activ cu cunoștințele de specialitate care Ie dețin și vor da posibilitatea de selecție a unei soluții adecvate.

Riscul realizării UCog. consta în nesiguranța actuala existența pe plan național privitoare la schema de sprijin Bonus.

Consultantul bazandu-se

- atât pe tendințele existente pe plan european pentru sprijinirea în continuare a cogenerarii de înaltă eficiența printr-o schema adecvată
- cât și pe posibilitatea reglementarii în continuare pe plan național a situației energetice pentru SACET-uri a considerat oportuna păstrarea soluției în studiu, iar la dezvoltarea în continuare a documentației se vor analiza toate scenariile prezentate mai sus.

Valorificarea resurselor existente din zona operatorului serviciului de termoficare .

Asigurarea combustibilului necesar Combustibilul necesar _ Gaz natural_ este asigurat atât prin

rețeaua de gaz existenta cat și prin relația contractuală a beneficiarului cu furnizorul Ucogbio operatorul serviciului de termoficare va încheia contractele de livra lemnoasa .

4.3 Situația utilităților și analiza de consum:

Toate utilitățile necesare noii investiții sunt existente în incinta CETH Arad si vor fi adaptate in detaliu pentru configurația noua necesara în faza de proiect PT. In faza de SF consultantul a prevăzut necesarul minim de retehnologizări respectiv amenajări noi conform soluțiilor tehnice propuse .

4.4 Sustenabilitatea realizării obiectivului de investiții:

a) impactul social și cultural, egalitatea de șanse;

Prin modernizarea unității de producție energie utila în cadrul CET H Arad se vor putea îmbunătățirii serviciile de calitate pentru toți utilizatorilor alimentați prin SACET și se vor asigura condiții îmbunătățite pentru respectarea parametrilor optimi de funcționare care să permită exploatarea în condiții de eficiență energetică optimă a SACET Arad.

b) estimări privind forța de muncă ocupată prin realizarea investiției: în faza de realizare, în faza de operare;

Număr de locuri de munca create in faza de execuție: 45 de locuri de muncă în faza de operare: nu sunt necesare locuri noi de muncă, operarea noilor instalații poate fi făcută cu personalul existent al operatorului.

c) impactul asupra factorilor de mediu, inclusiv impactul asupra biodiversității și a siturilor protejate, după caz;

Realizarea unei instalații moderne de producere a energiei termice asigură: funcționarea instalațiilor termice la parametrii optimi pentru asigurarea unor condiții de munca adecvate

- creșterea gradului de confort la locul de munca pentru personalul de exploatare
- reducerea pierderilor de energie termica si implicit reducerea consumului de combustibil
- reducerea noxelor in atmosfera cu efecte in alinierea la cerințele generale de imbunatatire

a factorilor climatici.

reducerea cheltuielilor de exploatare la nivelul unitatii, in condițiile menținerii calitatii condițiilor de munca

In zona de realizare a proiectului nu se găsesc situri protejate.

Prin realizarea obiectului de investiție, emisiile de noxe se vor reduce corespunzător pentru ambele configurații de dezvoltare prevăzute

d) impactul obiectivului de investiție raportat la contextul natural și antropic în care acesta se integrează, după caz.

Nu este cazul.

4.5 Analiza cererii de bunuri și servicii, care justifică dimensionarea obiectivului de investiții

Obiectivele de mai jos sunt în egala măsura valabile pentru pentru toate scenei

eSl,S2:

STUDIU DE FEZABILITATE

<4 9® PROARCOR CONSULTING

Sursă de producere a energiei termice ți electrice prin cogenerare de înaltă eficiență Implementare proiect la sursă CETH Arad

- Investiția asigura premizele pentru modernizarea și eficientizarea CET H, modernizare pentru a asigura necesitățile actuale și de perspectiva de dezvoltare a municipiului din punct de vedere urbanistic și economic. Prin creșterea siguranței în exploatarea unităților de producție a energiei termice este favorizată îndeosebi atragerea investitorilor pentru realizarea de noi unități de producție.
- Investiția asigura prin impactul pozitiv de mediu pe lângă respectarea normelor actuale și îmbunătățirea confortului general pentru locuitorii municipiului

Analiza cererii de energie/căldură a fost efectuata detailat în conformitate cu standardele și reglementările ANRE, pentru o perioadă de analiza concreta 2022-2029. Pentru restul anilor din analiza s-au considerat valori constante .

A se vedea si capitolul 2.4

Analiza cererii de energie electrică

Bazat pe situația actuala si pe prognoza pe termen scurt si mediu pe piața de energie la nivel comunitar si național consultantul a ales posibilitatea de folosirea a potențialului de cogenerare la nivel SACET Arad prin alegerea unei soluții de BE cu o cifra de eficienta electrica a procesului de cogenerare maxim posibila . scenariu care asigura o eficienta energetica , economica si de mediu optima .

Cap. 4.6-4.9 se regăsesc detailat in Cap.9 ACB

4.6 Analiza financiară, inclusiv calcularea indicatorilor de performanță financiară: fluxul cumulat, valoarea actualizată netă, rata internă de rentabilitate; sustenabilitatea financiară

Analiza de selectare presupune definirea unor variante diferite de acțiune pornind de la momentul zero al proiectului. Această analiză urmărește identificarea alternativelor de acțiune posibile și selectarea acelor variante care vor fi urmărite în fazele ulterioare ale analizei cost-beneficiu. în prezentul document analiza economică și financiară a raportului costuri-beneficii a fost efectuata în conformitate cu Anexa V și Anexa VI la RECOMANDAREA COMISIEI privind conținutul evaluării cuprinzătoare a potențialului de încălzire și răcire eficientă în conformitate cu articolul 14 din Directiva 2012/27/UE Bruxelles, 25.9.2019 C(2019) 6625 final .ACB a fost dezvoltata ca o abordare analitică esențială pentru a evalua schimbările la nivel de bunăstare care pot fi atribuite unei decizii de investiție. Aceasta presupune evaluarea schimbărilor la nivel de costuri și beneficii între scenariile de referință și cele alternative. Rezultatele au fost apoi integrate într-un cadru comun pentru a le putea compara în timp și pentru a ajunge la concluzii cu privire la profitabilitatea lor. în conformitate cu anexa VIII la DEE. ACB include:

-o analiză economică care ține cont de factorii socio-economici și de mediu și acoperă schimbările la nivel de bunăstare pentru societate
- o analiza financiară utilizând abordarea convențională a fluxurilor de numerar actualizate pentru a evalua randamentul net. ACB se bazează pe o analiză a fluxului de numerar actualizat, prin care sunt stabilite scenariile de referință și alternative cuantifică și monetizează costurile și beneficiile respective ale acestora (luând în considerare, de asemenea, distribuirea costurilor și a beneficiilor pe parcursul perioadei analizate) și evaluează modificările dintre scenariul de referință și scenariu alternativ. Pentru analiza randamentului în cadrul diferitelor scenarii altern, ca și criteriu de evaluare VAN. Fluxul Financiar al Investiției arată soliditatea proii investiții, capacitatea lui de a se auto susține din sursele pe care le generează (profit

amortismente). Analiza financiară se elaborează prin metoda cost beneficiu, cu luarea în considerare a tehnicii actualizării.

Analiza se realizează din punctul de vedere al beneficiarului, pe conturul proiectului de investiții, având ca principal obiectiv determinarea rentabilității investiției prin calculul indicatorilor de performanță financiară.

Metodologia utilizată în dezvoltarea analizei financiară este cea a „fluxului net de numerar actualizat”. Astfel, vor fi luate în considerare numai fluxurile de numerar, fiecare flux fiind înregistrat în anul în care este generat; fluxurile nemonetare nu vor fi incluse în calculul indicatorilor de performanță financiară.

Analiza financiară se realizează din punct de vedere al investiției și cuprinde următoarele etape:

• Determinarea Fluxului de Venituri și Cheltuieli pe perioada de analiză
• Determinarea Fluxului Financiar al investiției pe perioada de analiză și calculul următorilor indicatori de performanță financiară, respectiv:

o Valoarea Financiară Netă Actualizată a Investiției (VNAF/C) - care exprimă excedentul cumulat actualizat al fluxului financiar pe durata de analiză și arată capacitatea veniturilor nete de a susține costurile investiționale, indiferent de modul în care acestea sunt finanțate

o Rata internă de Rentabilitate aferentă Investiției (RIRF/C) - care exprimă acel nivel al ratei dobânzii pentru care veniturile actualizate sunt egale cu cheltuielile actualizate și care face ca valoarea venitului net actualizat să fie egală cu zero

Fluxul Financiar al Investiției arată soliditatea proiectului de investiții, capacitatea lui de a se auto susține din sursele pe care le generează (profit net și amortismente).

Indicatorii de eficiență financiară a investiției menționați mai sus sunt calculați în ipoteza în care proiectul ar fi finanțat numai din sursele proprii ale beneficiarului; nu se iau în considerare sursele atrase și nici obligațiile financiare.

Proiectul este considerat rentabil pentru VNAF/C pozitiv și RIRF/C mai mare decât rata de actualizare luată în calcul.

4.7 Analiza economică, inclusiv calcularea indicatorilor de performanță economică: valoarea actualizată netă, rata internă de rentabilitate și raportul cost-benefîciu sau, după caz, analiza cos t-efi ca citate

Anexată.

Analiza economică dovedește contribuția proiectului la progresul economic al localității fiind elaborată și din punctul de vedere al societății în calitate de cofinanțator al proiectului.

Indicatorii economici de performanță pozitivi respectiv avantajele scenariilor identificate S1,S2 prezentați mai jos justifică finanțarea necesara în susținerea proiectului

Conceptul cheie al analizei economice constă în cuantificarea intrărilor și ieșirilor proiectului astfel încât acestea să reflecte costul oportunității lor sociale. Aceasta cuantificare se realizează în trei pași, pornind de la datele analizei financiare:

- Conversia prețurilor de piață în prețuri contabile;
- Monetizarea externalităților;
- Includerea efectelor indirecte.

Rata de actualizare utilizată în analiza economică (rata socială de actualizare ) luata în considerare este de 5,0% (pentru țările de coeziune, România fiind o țară de coeziune).în continuare sunt reluate și actualizate ipotezele utilizate în cadrul analizei cost-beneficiu inițiale, completate și detaliate unde este cazul.

Conversia prețurilor

în analiza financiară elaborată din punct de vedere al beneficiarului, anumite elemente provin de pe o piață imperfectă. Astfel, în legătură cu ieșirile: reprezentând cheltuielile cu personalul, cheltuielile cu materiile prime și respectiv cheltuielile de operare și mentenanță acestea nu reflectă costul oportunității sociale.

Astfel, în această etapă s-au efectuat următoarele corecții:

în cazul cheltuielilor cu personalul, operațiunile pure de transfer către indivizi cum ar fi: contribuțiile de asigurări sociale, contribuțiile de asigurări pentru șomaj și contribuțiile de asigurări sociale de sănătate au fost omise;

în cazul cheltuielilor cu materiile prime și respectiv a cheltuielilor de operare și de mentenanță, acestea nu vor conține TVA.

Tot în această etapă, având în vedere faptul că prețurile se formează pe o piață locală (nerelevantă), acestea vor fi convertite cu ajutorul factorilor standard de conversie (SCF). Factorii de conversie, multiplicați cu prețurile de piața, generează valori în prețuri umbră. Această corecție este necesară, întrucât piețele sunt imperfecte și prețurile de piață nu reflectă întotdeauna costul de oportunitate al unui bun/serviciu. Factorii de conversie structurali sunt folosiți în cazul elementelor tranzacționabile minore (care au o pondere redusă în total) cum ar fi electricitatea, produse și materiale locale, iar factorii de conversie specifici sunt folosiți pentru elemente majore cu o pondere semnificativă în total.

Din practica altor proiecte realizate din fonduri europene, factorul standard de conversie este pentru materiale 0,90.

Factorul de conversie pentru forța de muncă

- forței de muncă calificate a fost considerată ca nefiind distorsionată, deci factorul de conversie este 1.
- Pentru forța de muncă necalificată, având în vedere că forța de muncă necalificată este achiziționată de pe piața locală afectată de șomaj, costul cererii de muncă a fost determinat ca produs între costul financiar al salariilor plătite și SWRF („shadow wage rate factor"), unde SWRF = (1-u)*(1-t); u-rata regională a șomajului și t-rata asigurărilor sociale incluse în costul forței de muncă. S-a stabilit că factorul de corecție pentru forța de muncă este de 0,8. Acesta a fost aplicat la angajați prevăzuți în proiect pentru investiția noua.

Analiza economică dovedește contribuția proiectului la progresul economic al localității fiind elaborată și din punctul de vedere al societății în calitate de cofinanțator al proiectului.

Indicatorii economici de performanță pozitivi respectiv avantajele scenariilor identificate SI și S2 justifică finanțarea necesară în susținerea proiectului

4.8 Analiza de senzitivitate

Anexată.

Nota: Tabelele aferente (Anexele) sunt prezentate în Capitolul Anexe ABC Analiza de senzitivitate

Analiza de senzitivitate are ca obiectiv identificarea variabilelor critice și a impactului potențial al variației acestor variabile asupra indicatorilor de performanță financiară și economică. Parametrii utilizați în Analiza Cost-Beneficiu au grade diferite de incertitudine. în aceș evaluarea senzitivității unui proiect își propune să măsoare între ce limite proiectul pr/g performanțe satisfacătoare.în continuare sunt reluate și actualizate ipotezele utilizate analizei cost-beneficiu inițiale, completate și detaliate unde este cazul.

4.9 Analiza de riscuri, măsuri de prevenire/diminuare a riscurilor

Anexată.

Analiza de risc implica evaluarea riscurilor asumate la promovarea investiției: tehnice, financiare, instituționale, legale)

Pentru a analiza proiectului de investiții s-au luat în considerare riscurile ce pot apărea atât în perioada de implementare a proiectului cât și în perioada de exploatare a obiectului de investiție.

4.9.1 Analiza de risc financiară

A se vedea Volumul 3 al documentației actuale de SF - Cap.9 ACB (Analiza Cost Beneficiu)

4.9.2 Analiza de risc economică: Generalități

Pe lângă riscurile identificate (riscul de venit și cheltuielile cu materiile prime) în cadrul proiectului poate interveni și riscul de finalizare adică riscul ca finalizarea proiectului să fie întârziată în general din motive tehnice. Astfel de riscuri ar putea fi:

Executarea defectuoasă a unora dintre lucrările de construcții;

Etapizarea eronată a lucrărilor;

Nerespectarea programării lucrărilor;

Fluxul deficitar de informații între entitățile implicate în implementarea proiectului;

Executarea defectuoasă a lucrărilor de conservare și întreținere;

Lipsa capacității financiare a Beneficiarului de a suporta cheltuielile de întreținere;

Lipsa personalului calificat;

Neasigurarea valorii investiției la nivelul propus care să descurajeze investițiile;

Implementarea unor strategii nefavorabile.

In cazul materializării acestor riscuri în perioada de implementare a proiectului, se impune identificarea și adoptarea unor soluții adecvate, atât din punct de vedere financiar, cât și din punctul de vedere al respectării termenelor prevăzute pentru a minimiza efectele acestora.

Pe lângă riscul de finalizare, trebuie luat în considerare și riscul de operare care include și riscul tehnologic, conform căruia proiectul nu se ridică la nivelul corespunzător fluxului de venituri și cheltuieli fie prin nerespectarea producției de energie calculate în proiect, fie din cauza costurilor operării și mentenanței care depășesc previziunile de buget.

Având în vedere cele de mai sus se poate trage concluzia că investiția este benefică pentru toți factorii interesați, iar realizarea acesteia va aduce câștiguri pe termen lung în cadrul dezvoltării durabile locale.

Pe lângă riscurile de mai sus proiectul investițional analizat este supus amenințării unor riscuri de natură tehnică, financiară, instituțională și legală. Descrierea acestor riscuri, consecințele și modalitățile de eliminare a acestora, precum și alocarea responsabilităților în gestionarea acestora sunt prezentate în tabelul următor:

Categoria de risc	Descriere	Consecințe	Eliminare	Cine este responsabil de gestiunea riscului
Construcție	Riscul de apariție a unui eveniment pe durata realizării investiției, eveniment care conduce la imposibilitatea finalizării acesteia în timp ți la costul estimat	întârzierea în implementare ți majorarea costurilor de execuție a investiției de termoficare	Investitorul, în general, va intra într-un contract cu durată și valoare fixe. Constructorul trebuie să aibă resursele și capacitatea tehnică de a se încadra în condițiile de execuție	Investitorul
Recepție investiție	Riscul este atât fizic cât și operațional și se referă la întârzierea efectuării recepției investiției	Consecințe pentru imbele părți. Pentru executanții lucrării venituri întârziate ți profituri pierdute. Pentru beneficiari întârzierea începerii utilizării sistemului de termoficare, cu toate consecințele ce decurg din aceasta	Finanțatorul nu va efectua plata întregii contravalori a lucrării până la recepția investiției	Investitorul
Resurse la intrare	Riscul ca resursele accesare realizării sistemului de termoficare să coste mai mult decât s-a anticipat, să nu aibă o calitate corespunzătoare sau să fie indisponibile în cantitățile necesare	Creșteri de cost și în unele cazuri efecte negative asupra calității serviciilor furnizate	Executantul poate gestiona riscul prin :ontracte de aprovizionare pe termen lung cu clauze specifice privind asigurarea calității furniturilor. In parte aceasta poate fi rezolvată și din faza de proiectare	Executantul
întreținere ți reparare	Calitatea proiectării și/sau a lucrărilor să fie necorespunzătoare având ca rezultat creșterea peste anticipări a costurilor de întreținere și reparații	Creșterea costului cu efecte negative asupra utilizării sistemului de termoficare	Investitorul poate gestiona riscul prin clauze contractuale de garanție a lucrărilor efectuate de executant	investitorul
Capacitate tehnică	Executantul nu are capacitatea tehnică necesară pentru executarea lucrărilor de realizare a investiției	Imposibilitatea beneficiarului de a realiza sistemul de termoficare	Investitorul examinează în detaliu capacitatea tehnică și financiară a executantului	Executantul
Soluții tehnice vechi sau inadecvate	Soluțiile tehnice propuse nu sunt corespunzătoare din punct de vedere tehnologic	i'oate beneficiile estimate sunt mult diminuate	Investitorul poate gestiona riscul prin clauze contractuale referitoare la calitatea ucrării /* / V' / 'K 1 c iți l li \ .1	Investitorul sâ St—JLJ—------

Categoria de risc	Descriere	Consecințe	Eliminare	Cine este responsabil de gestiunea riscului
Riscuri financiare
Finanțare indisponibilă	Riscul ca finanțatorul să nu poată asigura resursele financiare atunci când trebuie și în cuantumuri suficiente	Lipsa finanțării pentru continuarea sau finalizarea investiției	Investitorul va analiza cu mare atenție angajamentele financiare ale sale și concordanța cu programarea investiției	Investitorul
Evaluare incorectă a valorii investiției și a costurilor de operare	Valoarea investiției și costurile de operare sunt subevaluate	Investitorul nu poate asigura finanțarea investiției și funcționarea sistemului de termoficare	Investitorul poate să își utilizeze propriile resurse financiare (dacă aceste sunt disponibile) pentru a acoperi costurile suplimentare. De asemenea, investitorul poate căuta și alte surse de finanțare.	Investitorul
Inflația	Valoarea reală a plăților, in timp, este diminuată de inflație	Diminuarea în termeni reali a veniturilor realizate de executant	Executantul va căuta un mecanism corespunzător pentru compensarea inflației. Investitorul va accepta clauze de indexare în contract.	Investitorul Executantul
Riscuri instituționale
Modificarea cuantumului impozitelor și taxelor	Riscul ca pe parcursul proiectului regimul de impozitare general să se schimbe în defavoarea investitorului	Impact negativ asupra veniturilor financiare ale investitorului	Veniturile investitorului trebuie să permită acoperirea diferențelor nefavorabile, până la un cuantum stabilit intre părți prin contract.	Investitorul
Retragerea sprijinului guvernamental	Dacă facilitatea se bazează pe un sprijin complementar autoritatea guvernamentală va retrage acest sprijin afectând negativ proiectul	Consecințe asupra surselor de finanțare a proiectului	Investitorul va încerca să redreseze financiar proiectul după schimbările ce afectează în mod discriminatoriu proiectul	Investitorul și ceilalți beneficiari ai proiectului
Riscuri legale

Categoria de risc

Descriere

Consecințe

Eliminare

Cine este responsabil de gestiunea riscului

Schimbări

legislative/de politică

Riscul schimbărilor legislative ți al politicii autorităților guvernamentale care nu pot fi anticipate la semnarea contractului țî care sunt adresate direct, specific ți exclusiv proiectului ceea ce conduce la costuri de capital sau operaționale suplimentare din partea investitorului

0 creștere semnificativă în costurile operaționale ale investitorului și'sau necesitatea de a efectua cheltuieli de capital pentru a putea răspunde acestor schimbări

Lobby politic pe lângă autoritățile publice de la nivelurile superioare de guvernare cu scopul ca actele normative cu impact asupra proiectului să rămână neschimbate

Investitorul

Tabel 29.

Matricea de management a riscurilor

5 SCENARIUL TEHNICO-ECONOMIC OPTIM, RECOMANDAT

5.1 Comparația scenariilor/opțiunilor propuse, din punct de vedere tehnic, economic,

financiar, al sustenabilității și riscurilor

Analiza scenariilor

Pentru a găsi o soluție de dezvoltare eficiență a sursei de producție consultantul a identificat și analizat separat opțiuni fezabile pentru sursa de cogenerare _ Blocul energetic „BE”_ corespunzător cererii de energie termică la baza și la mediul curbei de sarcină , cat și pentru acoperirea necesarului la vârful curbei de sarcină cu cazane cu apa fierbinte CAF. La baza curbei de sarcină este prevăzuta un „BE” cu cogenerare cu funcționare pe biomasă lemnoasa care asigura aburul necesar degazării apei de adaos în rețeaua de termoficare .

Nota : în scenariile de dezvoltarea a proiectului de investiții s-a ținut cont de cerințele actuale ațâț din punct de vedere energetic cat și al unei finanțări optime pentru beneficiarul investiției după cum urmează :

- Obiectele de producție îndeplinesc toate pe lângă o eficiență ridicata și cerința de ținut decarbonizare pentru viitorul pe termen mediu și lung _ sunt Hidrogen Ready
- La prezentarea tehnica și metodologica consultantul a atins în totalitate cerințele obligatorii pentru finanțarea cu ajutor de stat pentru oportunitățile actuale _ în special cele din Programul de Termoficare și a celor din PNRR
- Toate opțiunile analizate îndeplinesc cerința pentru un SACET eficient energetic

Conform cerințelor din Tema de proiectare elaborata pentru proiectul SACET Arad _ Etapa 1 și 2 _ de dezvoltare pentru proiectul de investiție au fost identificate în conformitate cu conținutul cadru din Anexa 2 la HG 907/ 2016 soluții fezabile pentru unități de producție energie utila _ termică și electrică_ prin cogenerare de înaltă eficiență de ultima generație cu turbine cu gaz natural și motoare termice combinate cu posibilitățile de folosire a energiei regenerabile accesibila pe plan local .

Scenariile propuse:

Scenariul fără proiect

Este scenariul de referință (SR). Această variantă pornește de la presupunerea că nici una din scenariile identificate și propuse pentru proiect nu se implementează. Scenariul fără proiect reprezintă scenariul de bază în realizarea analizei financiare și a analizei economice utilizând metoda incrementală.

Acest scenariu nu este însă unul de dorit, deoarece:

- instalația existenta nu poate asigura necesarul de energie termică la parametrii cantitativi și calitativi urmăriți;
- echipamentele existente au fiabilitate scăzută, un grad avansat de uzură, durata de serviciu depășită, reparații curente și capitale frecvente, costuri de exploatare ridicate și importante pierderi de agent termic și de căldură.
- Durata de viața a componentelor principale este deja cu mult depășita I

Scenariul cu proiect

Implementare proiect la sursă CETH Arad

Din grupul scenariilor identificate conform Capitolul 3 au fost alese și propuse doua variante fezabile bazate pe tehnologia adecvata a unității de cogenerare UCog.:

S1: Scenariu cu CHP., cu motoare termice 4*5,9 MWe, Ucogbio 1,8 MWe și CAF 4*25 MW+CA 4,5 MWt
S2: Scenariu cu CHP., cu motoare termice 3*10,4 Mwe, Ucogbio 1,8 MWe și CAF 4*25 MW+CA 4,5 MWt

Scenariile nou propuse au în vedere adaptarea soluției tehnice la necesitățile actuale ale SACET Arad cauzate de schimbările de ordin tehnic precum și de ordin legislativ. De asemenea scenariile propuse îndeplinesc condițiile impuse pentru:

- impact pozitiv asupra mediului
- sporirea confortului termic și al siguranței de operare în SACET Arad
- menținerea costurilor energiei termice la un nivel cât mai redus cu un impact pozitiv asupra nivelului de trai și asigurarea condițiilor decente de locuit în Municipiul Arad

Toate scenariile nou propuse au în vedere adaptarea soluției tehnice la necesitățile actuale ale SACET Arad cauzate de schimbările de ordin tehnic precum și de ordin legislativ. De asemenea scenariile propuse îndeplinesc condițiile impuse pentru:

- impact pozitiv asupra mediului
- sporirea confortului termic și al siguranței de operare în SACET Arad
- menținerea costurilor energiei termice la un nivel cât mai redus cu un impact pozitiv asupra nivelului de trai și asigurarea condițiilor decente de locuit în Municipiul Arad.

(comparație scenarii)

Scenariul de referință presupune funcționarea în continuare a CETH Arad cu instalațiile actuale pentru perioada de analiză până în anul 2030 cu următoarele condiții:

• Repunerea in funcție a cazanelor de abur și a turbinei existente pentru funcționare în cogenerare
• Recalcularea orelor de funcționare pentru cazanele CAF 4 și 5
• înlocuirea unui CAF de 100 Gcal cu punere în funcțiune, PIF : 31.12.2023
• Investițiile în rețea, stații de transfer și PT-uri conform Strategia de Alimentare cu Energie Termică a Municipiului Arad 2020-2030 actualizată

Scenariile alternative, la scenariul de referință, țin seama de obiectivele privind eficiența energetică și energia din SRE.

Scenariile care nu sunt fezabile din motive tehnice, financiare sau de reglementare națională pot fi excluse într-o etapă timpurie a analizei cost-beneficiu, în cazul în care acest lucru este justificat, pe baza unor considerente temeinic documentate.

în cadrul scenariilor analizate, evaluarea și procesul decizional trebuie să îa în considerare economiile de energie/costuri generate de flexibilitatea sporită a aprovizionării cu energie și de o funcționare mai aproape de optim a rețelelor de energie electrică, inclusiv costurile evitate și economiile realizate prin reducerea investiției în infrastructură;

Pentru selectarea scenariului optim fezabil, metodele de comparație, s-au bazm^TrEi de evaluare:

a. calculul condiției de sistem eficient din punct de vedere energetic, b. a reducerilor de GES și a energiei primară

5.2 Selectarea și justificarea scenariului optim recomandat

(selectarea și justificarea scenariului optim)

Datele comparative de analiză pentru scenariile selectate sunt redate sintetic în tabelele mai jos . Valorile de comparație se bazează pe date actuale pentru prețul energiei ( gaz natural, energie electrică ) și pentru certificatele de C02.

Date de operare : Scenarii SI sl S2

nr. cri	Denumirea	U.M	Scenariu 1	Scenariu 2
			4*5,9 MWc/6,67SMWt +Ucogbiol,8M We/5,5 MWt+Cazane 104,5MWt	3*l0,4MWe/8.9M Wt +Ucogbiol,8MWe( 5,5 MWt
/	2	3	4	5
	Energia termică livrata, apă caldă pentru SACET	MWh/an	239009	239009
	Energia termică produsa , apă caldă pentru SACET	MWh/an	318.679	318.679
1.Cogenerare	Durata anuală de funcționare		6.026	6026
Motoare	Durata anuală de funcționare	ore an	4.592	4.592
l	Sarcina termică instalată	MW	26,7	26,7
2	Energia termică produsă	MWh.'an	147852	147.852
4	Puterea electrică instalata	MW	23.6	31,2
5	Energia electrică produsă	MWh'an	137.792	183.545
6	Consum servicii proprii (compresor gaz. auxiliare ) - 3%	MW	0,708	0,624
6	Consum servicii proprii (compresor gaz. auxiliare ) - 3%	MWh.'an	3.251	2.865
7	Energia electrică livrată	MWh an	134.541	180.680
8	Energia termică la gard	MWh.an	147.852	147.852
8	Energia termică livrata, apă caldă pentru SACET	MWh/an	147.852	147.852
9	Eficientă electrică	%	41,50%	49,00%
10	Randamentul mediu	%	88,00%	88,45%
10	Energia utila produsă	MWh/an	285.644	331.398
11	Consumul anual total de combustibil	MWh/an	324.596	376588

Ucogblo	Durata anuali de funcționare	ore. an	8.400	8.400
12	Sarcina termică instalată	MW	5,50	5,50
13	Energia termică produsă	MWh an	46.200	46.200
14	Puterea electrică instalata	MW	1,80	1,80
15	Energia electrică produsă	MWh an	15.120	15.120
16	Consum servicii proprii (compresor gaz, auxiliare ) -3%	MW	0,04	0,04
17	Consum servicii proprii (compresor gaz, auxiliare ) -3%	MWh. an	302	302
18	Energia electrică livrată	MWh an	14.818	14.818
19	Energia termică la gard	MWh an	46.200	46.200
20	Eficientă electrică	%	88,00	88,00
21	Randamentul mediu	⁰ 0	88,00	88,00
00	Energia utila produsă	MWh/an	61.320 ____	-—61.320
23	Consumul anual total de combustibil	MWh/an	69.682 --	81682

Total cogenerare	Energia termicii produși!		MWh/an		194.052		194.052
Total cogenerare	Energia electrica produsă		MWh/an		152.912		198.665
II.Producție fara cogenerare: Caza ne		Durata anuală dc funcționare		ore/an		2.734		2.734
24		Sarcina termică instalată		MW		104,5		104,5
25		Energia termică produsă		MWJt/an		124.626		124.626
26		Energia termică la gard		MWh Zan		124.626		124.626
27		Randamentul mediu		%		94,5		95,7
28		Energia utila produsă		MWh/an		124.626		124.626
29		Consumul anual total dc combustibil		MWh/an		131.880		131.880
IlI.Sursa dc cogenerare de Consumul anual total de combustibil înalta eficienta				MWh/an		526.157		578.150

Date economice de producție
nr. crt	Denumirea	U.M.	SI	S2
1	2	3	4	5
	Energia termică produsă	MWh	147.852	147.852
	en. Termica SACET	MWh	147.852	147.852
	Energia electrică produsă	MWh	137.792	183.545
	Energia electrică livrată	MWh	134.541	180.680
2	Cheltuieli variabile, total din care:	lei	279.479.811	301.639.570
2.1	Cheltuieli cu combustibilul gaz natural	Ici	191.760.620	209.299.500
	- preț combustibil	lei/MWh	420.24	420.24
	Cheltuieli cu combustibilul biomasu	MWh	23.481.483	23.426.470
	- pn.1 combustibil	lei.'MWh	336	336
2.3	Cheltuieli cu salam	Ici	20.886.391	20.886.391
2.4	Cheltuieli variabile de mentenantă	lei	2.295.461	2.427.502
2.5	Cheltuieli anuale cu COz	Ici	41.055.856	45 599 707
	- cantitatea anuală de emisii dc CO.¹	t/an	92.157	102.356
	(faciof emisie >0,201^6 tCOi/MWh)	t/an	92.157	102.356
	- preț COz -	lei/t	466,68	466,68
3	Cheltuieli tiiede mentenantă	lei	14.543.777	14.543.777
4	Alte cheltuieli (asigurări, etc) - 1% din poz 2+poz 3	lei	2.760.136	2.966.934
5	TOTAL Cheltuieli	Ici	296.783.724	319.150.281
7	Venituri din operare	lei	282.544.503	362.573.172
8	Energie electrica	lei	68.904.867	83.417.381
9	Energie termica	lei	213.639.636	279.155.791
10	Bonus cogenerare	lei	74.857.707	90.623.989
11	Total venituri	Ici	357.402.210	453.197.161
12	l*n>ni‘picrdcri	lei	60.618.485	134.046.880

CRITERIILE DE ÎNALTĂ EFICIENȚĂ ALE COGENERĂR1I

12	Randamentul termic al instalației de cogenerare	%	46,50%	39,45%
13	Randamentul global al instalației de cogenerare	%	88,00%	88,45%
14	Randamentul electric de referință față de producerea separată, conf. Regulamentului delegat al CE nr. 2402/2015, condiții ISO	%	53,00%	53,00%
li	Randamentul termic de referință față de producerea separată energiei termice sub formă de abur, conf. Regulamentului delegat al CE nr. 2402/2015	%	87,00%	87,00%
16	Consum energie primara la producerea separata	MWh/an	654.811	741,138
17	Consum energie primara sursa scenarii	MWh^;an	526.157	578.150
18	Economia de energie primară (PES) față de producerea separată, conf. Regulamentului delegat al CE nr. 2402/2015	MWh/an	128.653	162.988
19	Economia de energie primară	%	19,65	21,99
EMISII POLUANTE, cont legii 278/2013
20	Valori limita ale emisiilor (VLE) conf. legii 278/2013, anexa 5, partea 2
	-NOx	mg/Nm3	50	75
	-CO	mg/Nm3	100	100

20	Valori limita ale emisiilor (VLE) conf. legii 278.2013. anexa 5. partea 2
	- NOx	mg/NmJ	50	75
	- CO	mg/Nm3	100	100

Tabel 31. Criterii de înaltă eficiență a cogenerării

90 PROARCOR

CONSULTING

1				Cogenerare en.utîla			preturi Bursa EEX 24.02.22			Analiza cheltuieli/ Venituri
2		Ef.Globala	Ef.Electrica	Ef.Termica	En.term. produsa	En. El. Produsa	EnEJ.	Gat	CO2	Costuri	Venituri	PraHt	Comparație
3		%	%	%	MWh	MWh	€/MWh	€/MWh	€/tCO2	Total	Total		rand7/rand6
4					-		297	88	87
5						. ..	euro	euro	euro	euro	euro	euro
6	Ucogl	88	40	48	100	83.3	24750 0	18333.3	3661 3	21994 6	24750 0	2755.4
7	Ucogl	88	50	38	100	131.6	39078.9	23157.9	4624.7	27782.6	39078.9	11296.3	4.10

Tabel 32 O comparație directa cu date actuale ( prețuri Bursa EEX din 24 02.2022 )

Din analiza de mai sus reiese evident avantajul unui scenariu cu Ucog cu eficienta electrica cea mai mare posibila . La alegerea opțiunii optime consultantul a propus implementarea unui BE cu motoare termice de ultimă generație.

136

implementare proiect la sursă CETH Arad

5.3 Descrierea scenariului optim recomandat

5.3.0. Preambul. Informații generale

Prin realizarea acestui obiectiv de investiție se urmărește construirea unei surse noi de producere a energiei termice în cogenerare de înaltă eficiență, cu obiectivul general de modernizare a sistemului de alimentare centralizată cu energie termică a Municipiului Arad, pentru creșterea eficienței energetice și conformarea la reglementările de mediu, respectiv pentru asigurarea continuității și creșterii calității serviciului public de alimentare cu energie termică a consumatorilor racordați.

Scenariul optim recomandat pe baza analizei tehnice, financiare și economice este în concordanță cu strategia generală de dezvoltare a SACET Arad. Scenariul prevede implementarea unei instalații de producere a energiei termice (ET) și electrice (EE) în cogenerare de înaltă eficiență (CHP), împreună cu toate echipamentele și instalațiile auxiliare necesare.

în cazul acestui proiect de investiție, este vizată livrarea ET în rețeaua termică primară SACET în următoarea proporție, în perioada de exploatare bazată pe combustibilul gaz natural:

> 45 ... 75 % ET produsă de sursa de cogenerare de înaltă eficiență bazată pe gazul natural

- > 10 ... 5 % ET produsă cu resurse regenerabile, respectiv valorificarea biomasei;
- < 50 % ET produsă cu cazane de apă caldă pe gaz natural.

Nota : Spațiul alocat pentru investiție ar trebui să includă și rezervă de teren pentru eventualitatea dezvoltărilor ulterioare pentru hidrogen (rezervoare stocare, compresor, electrolizor, mixer), în situația în care nu va fi prevăzută alimentarea prin intermediul unei rețele dedicate de hidrogen. Această rezervă nu prea există în cazul zonei de proiect analizate, decât dacă pe amplasamentul CETH se mai alocă spații în zona construcțiilor existente (utilizare teren peste calea ferată unde se află rezervorul de păcura nr. 6, restructurare zonă utilizată în partea dreaptă față de Canalul Mureșel unde se află și clădirea de birouri CETH).

în momentul în care va fi utilizat hidrogen verde, ponderea ET din resurse regenerabile, produsă cu ajutorul surselor bazate pe arderea amestecului de gaz natural cu hidrogen, va crește, fiind posibilă adaptarea la cerințele viitoare ce vor fi adoptate cu privire la eficiența energ?ticâ^

Noua sursă va include următoarele:

STUDIU DE FEZABILITATE

^S©PROARCOR

CONSULTING

Sursă de producere a energiei termice ți electrice prin cogenerare de înalta eficientă Implementare proiect la sursă CETH Arad

instalație de cogenerare de înaltă eficiență formată dintr-un număr de 3 motoare termice cu ardere internă pe gaz natural

instalație de producere a aburului, apei calde și energiei electrice bazată pe biomasă

instalație de producere a apei calde și aburului formată dintr-un număr de 4 cazane de apă caldă

pe gaz natural și 1 cazan de abur pe gaz natural

- echipamentele, sistemele și instalațiile auxiliare necesare noii surse, respectiv:

o sistemele de pompare a fluidelor
o schimbătoarele de căldură pentru transferul termic
o degazoarele termice pentru tratarea apei de alimentare a cazanelor și a apei de adaos în rețeaua de termoficare
o cazanele de producere a aburului necesar în cadrul proceselor tehnologice ale noii surse (degazare, inertizare, curățire, etc)
o sisteme de monitorizare a emisiilor la coș
o sisteme de reducere a emisiilor poluante
o stația electrică de transformare aferentă noii surse
o acumulatorul de căldură pentru maximizarea eficienței de exploatare a instalației de cogenerare de înaltă eficiență

în vederea proiectării și realizării, s-a realizat o structurare a obiectivului de investiție pe următoarele obiecte:

Obiect 01 - MT : Instalație de cogenerare de înaltă eficiență cu motoare pe gaz natural

Obiect 02 - CB : Centrală termo-electrică pe biomasă

Obiect 03 - CA : Cazane de apă caldă

Obiect 04 - AC : Acumulator de căldură

Obiect 05 - SP : Stație de pompare agent termic

Obiect 06 - DT : Degazor termic pentru termoficare

Obiect 07 - SE : Stație electrică și sistem de control distribuit

Obiect 08 - SG :Lucrări generale, demolări, rețele în incintă și racorduri

Tabel 33 Obiecte principale scenariu S2

Soluția de amplasare a noii centrale

Locul propus pentru amplasarea noii configurații de producere a energiei termice și electrice este în incinta actuală a CETH Arad, pe un teren situat în strada Ion Neculce, identificat prin numerele cadastrale de carte funciară nr. 307811, 307809, și 359603 (vezi anexele). Terenul propus se află în proprietatea publică a Municipiului Arad și administrat de CET Hidrocarburi SA (CETH).

Terenurile alocate proiectului de investiție au o suprafață totală de aproximativ 20.700 m2, după cum se poate observa în cadrul planului de alocare propus. Terenul este împrejmuit la exterior cu gard de beton. Actualmente, terenul alocat include obiecte (clădiri, echipamente industriale) și instalații / rețele ale centralei termo-electrice existente în incintă; o parte din aceste obiecte sunt necesare să fie păstrate în noua configurație a centralei (stațiile electrice SE 6kV SI 1 și TP3, împreună cu cablurile aferente, magistrale de termoficare tur/retur și auxiliare aferente, conductă de gaz, etc.), în timp ce altă parte a obiectelor vor trebui desființate în vederea dezvoltării proiectului (stație pompe păcură și

auxiliare, rezervoare de păcură subterane și supraterane, turn de răcire, cazan magazia de substanțe chimice, rezervor stocare HC1, conducte de păcură, etc) este cazul (rețele de apă).

î CAF5, unde

Soluția propusă a ținut cont de accesul facil la noua centrală. Astfel, accesul rutier din exterior la amplasamentul propus, pentru execuția lucrărilor, pentru exploatare, pentru accesul mașinilor de intervenție a pompierilor, se poate realiza fie din strada Ion Neculce, fie din strada Voievod Moga. Totodată, accesul la terenul alocat dezvoltării noii surse se poate realiza și din interiorul incintei CETH, prin utilizarea accesului rutier disponibil din bulevardul Nicolae Titulescu sau din Calea luliu Maniu.

De asemenea, în imediata vecinătate a terenului se află o linie de cale ferată funcțională, care face legătura între gara CF Arad și gara CF Timișoara, pentru transport public de persoane și transport de marfa. Soluția propusă a ținut cont de gardul existent separator între terenul propus pentru alocare și terenul utilizat de calea ferată. în vederea realizării construcțiilor aferente noii centrale, se va ține cont în faza de proiectare PT+DE de toate condițiile tehnice, inclusiv obținerea de avize din partea CFR dacă este cazul.

Soluția de racordare a noii centrale

Toate racordurile necesare noii centrale sunt prevăzute se vor realiza în interiorul incintei CETH, la instalațiile și rețelele tehnologice existente, cu excepția racordului de evacuare a energiei electrice.

Racorduri de utilitâti

Pentru asigurarea alimentării cu apă de stingere a incendiului pentru noua centrală va fi utilizată stația de stocare și pompare existentă (SPSI), figurată în planul de amplasare propu racordată la sursa de apă existentă în incintă (cele 4 foraje de apă) precum și 1 municipală.

Pentru asigurarea evacuării apelor uzate menajere este prevăzută o soluție cu vidanje în terenul alocat dezvoltării proiectului. Soluția prevăzută nu implică realizarea unui racord noul în exteriorul CETH la rețeaua de canalizare municipală; dacă va fi stabilită ca necesară această racordare, va fi luată în considerare obținerea avizului de racordare din partea Companiei municipale de apă și canalizare. în acest caz, bugetul de investiție va fi suplimentat ulterior cu lucrările aferente de realizare a unei rețele interne pentru canalizarea apelor uzate menajere cu sistem de pompare, care să facă joncțiunea la rețeaua de canalizare municipală (sau la rețeaua internă din incinta CETH, în zona clădirii de birouri CETH).

Racorduri tehnologice

Pentru alimentarea cu gaz natural necesar noii centrale, se va realiza un racord la conducta existentă de utilizare a gazelor naturale din incinta CETH. Această conductă este racordată la stația de reglare măsurare SRM aflată în incinta CETH și deținută de DISTRJGAZ VEST. Actualmente, presiunea de livrare a gazului natural este de cca. 0,5 bar(g). Conform datelor confirmate de beneficiar, conducta respectivă a fost proiectată să suporte o presiune de lucru 2 bar(g). Această presiune va putea fi asigurată în regim continuu pentru situația proiectată a noii centrale, prin urmare aceasta este presiunea de referință luată în considerare pentru proiectarea soluției propuse. De asemenea, cota de consum alocată echipamentelor termoenergetice actuale este suficientă pentru a asigura alimentarea noilor echipamente. în faza de proiectare PT+DE se va obține ATR din partea furnizorului de gaz natural, având în vedere necesitatea schimbării regimului de presiune actuală și (re)confirmării cotei de consum alocate. Având în vedere specificul motoarelor termice propuse în cadrul soluției, se va utiliza un compresor de gaz natural pentru ridicarea presiunii de la 2 bar(g) la cca. IObar(g),

Pentru alimentarea cu apă tratată necesară noii centrale, se vor realiza racordurile necesare la stația existentă de tratare chimică a apei (STCA) din incinta CETH. Apa tratată va fi livrată sub formă de apă dedurizată (necesară în principal alimentării circuitelor de apă ale cazanelor de apă caldă și degazorului de termoficare) respectiv sub formă de apă demineralizată (necesară în principal alimentării circuitelor de apă ale cazanelor de abur și motoarelor termice). Conform datelor puse la dispoziție de beneficiar, calitatea apei tratate va fi corespunzătoare și compatibilă cu cea necesară noilor echipamente termo-energetice care alcătuiesc noua centrală; calitatea apei va fi verificată periodic de către beneficiar cu aparatură de laborator. STCA este actualmente alimentată din două surse principale de apă brută: apă livrată de forajele F1...F4 existente în incinta CETH, respectiv apă livrată din rețeaua de apă potabilă municipală. STCA este prevăzută cu instalații complete de stocare, filtrare, dedurizare, demineralizare. neutralizare și pompare necesare. Racordul la STCA nu presupune obținerea de avize de racordare.

Pentru asigurarea evacuării apelor uzate tehnologice, este prevăzută în cadrul soluției o rețea de conducte și cămine colectoare, care se va conecta la stația existentă de tratare chimică a apei, în vederea neutralizării și evacuării acesteia în rețeaua de canalizare municipală sau către pârâul Mureșel ce tranzitează incinta CETH. în cadrul instalațiilor de colectare și evacuare a apelor uzate generate de noua centrală, incluse în cadrul proiectului, sunt prevăzute cămine separatoare de hidrocarburi, având în vedere posibilitatea scurgerilor de apă în amestec cu ulei din amplasamentele prevăzute cu motoare. De asemenea, sunt prevăzute sistemele de co meteorice din amplasamentul noii centrale. Soluția prevăzută nu im] în sisteme exterioare CETH; dacă totuși va fi necesar un racord nou și/sau un racord nou la rețeaua de canalizare municipală, va fi necesară obținerea avizelor necesare din partea entităților respective (Apele Române, Compania municipală de apă și canalizare), concomitent cu suplimentarea corespunzătoare a bugetului investiției.

Pentru livrarea agentului termic primar produs de noua centrală în cadrul SACET se vor păstra racordurile existente la magistralele de livrare tur/retur a agentului termic. Punctele de racord vor lua în considerare pozițiile actuale ale conductelor tur/retur de agent termic, astfel încât să se poată realiza interfațarea cu costuri minime. în cadrul amplasamentului de proiect va fi necesară relocarea / protejarea unui traseu de conducte tur/retur care tranzitează locația centralei, așa cum se poate vedea în planul de amplasare propus.

Pentru completarea agentului termic primar cu apă de adaos în cadrul SACET se vor păstra degazorul de termoficare (DT), grupul de pompe de apă de adaos (EPA) aferent și racordul la conducta de retur termoficare, existente în cadrul clădirii/sălii mașinilor în zona celor două cazane de abur CAI 6 și CAI 7. Aburul tehnologic necesar pentru degazare va fi produs de cazanele noi de abur prevăzute în cadrul configurației și livrat prin conducte noi.

Pentru evacuarea puterii electrice generate de noua centrală este prevăzută realizarea unei stații electrice 10,5 + 0,4 kV proprii noii centrale, prevăzută cu toate sistemele de automatizare, control și conducere a întregii configurații propuse, respectiv realizarea unui racord electric în cadrul stației electrice 110 kV Mureșel situată în apropierea CETH. Racordul electric presupune utilizarea unui transformator de putere ridicător de tensiune TP 10,5/110 kV de capacitate adecvată (minim 50 MVA) amplasat lângă noua stație electrică 10,5 kV și a unei linii electrice subterane cu cablu de înaltă tensiune 1 lOkV pozat parțial îngropat pe traseu nou și parțial prin canal tehnic subteran existent. în vederea operaționalizării acestui racord, s-a analizat schema electrică pusă la dispoziție de beneficiar și s-a luat în considerare faptul că nu sunt disponibile celule de rezervă în cadrul SE 11 OkV Mureșel. De asemenea s-a luat în considerare faptul că alimentarea stației electrice de 6kV existente pentru servicii generale din cadrul CETH este prevăzută prin intermediul a două linii electrice subterane de 6kV cuplate la SE 1 lOkV Mureșel prin intermediul unor transformatoare, T2 de 25 MVA 110/6kV (prima cale) respectiv TI de 25 MVA 110/20 kV și T3 de 16 MVA 20/6 kV (a doua cale). Astfel, singura soluție posibilă de racordare a noii centrale rămâne deconectarea transformatorului coborâtor T2 110/6 kV 25 MVA de la bara de 110 kV, retehnologizarea ansamblului de echipamente ce formează celula de racord de 110 kV și conectarea LES 1 lOkV nou prevăzute de la transformatorul ridicător TP al noii centrale. Pentru realizarea acestui racord la SE 110 kV Mureșel va fi necesară în cadrul activității de proiectare la faza PT+DE realizarea unui studiu de soluție de racord în vederea obținerii ATR din partea OTS/ODS (Operatori de transport și de sistem/ Operator sistem de dsitribuție). Eventualele particularități ale soluției de racordare identificate în cadrul ATR vor trebui implementate iar costurile suplimentare asociate vor fi suportate din bugetul de cheltuieli diverse și neprevăzute.

Pentru alimentarea cu energie electrică a noilor consumatori aferenți noii centrale se va utiliza atât noua stație electrică 10,5 + 0,4 kV cât și stațiile electrice existente 6,3 + 0,4 kV existente în incinta CETH.

Parte din puterea generată la nivelul centralei va fi utilizată pentru asigurarea consumului propriu, utilizându-se în acest sens două transformatoare de servicii interne (TSI1. TSI2) coborâtoare 10,5/0,4kV, de capacitate cca. 630-800 kVA, pentru alimentarea consumatorilor arondați stației electrice SE și motoarelor MT, respectiv două transformatoare de servicii proprii (TSP1, TSP2)

coborâtoare 10,5/0,4kV, de capacitate cca. 2.500 kVA, amplasate la nivelul stației de pompare

De asemenea, se va utiliza un transformator de putere auxiliar (TSI3) coborâtor 10,5/6 k capacitate adecvată (3...4 MVA), amplasat fie lângă stația electrică nouă de 10,5 kV fie electrică de servicii generale 6 kV existentă, respectiv o linie electrică în cablu (10,5

Implementare proiect ]a sursă CETH Arad

pozată corespunzător pe trasee existente. Soluția astfel prevăzută va permite utilizarea instalațiilor electrice existente ale CETH, cu alimentarea consumatorilor prevăzuți pe nivelele de tensiune de 6,3 kV și 0,4 kV, asigurate prin intermediul stațiilor electrice 6 kV existente de servicii interne nr. 1 și 2 respectiv a blocurilor de alimentare 6/0,4 kV TP1, TP2, TP3 și TP5 prevăzute cu transformatoare 6/0,4 kV de 630 kVA și 1.000 kVA. Blocurile de alimentare 6/0,4kV TP7 și TP8 împreună cu transformatoarele aferente se vor desființa. Totodată, stația electrică 6 kV de servicii generale va rămâne conectată la SEN prin intermediul racordului electric de alimentare existent LES1 6 kV și a transformatorului T3 16 MVA 6/20 kV.

Pentru realizarea obiectului nr. 3 (cazane) s-a identificat necesitatea relocării unei linii electrice subterane de medie tensiune care tranzitează terenul în zona respectivă. Pentru această operațiune, beneficiarul va înștiința proprietarul LES pentru relocarea traseului actual în afara terenului alocat pentru proiect. Dacă va fi necesar, se vor obține avizele necesare, la faza de proiectare PT+DE.

Etapizarea investiției. Condiționalitâți

Noua centrală va fi implementată conform Graficului de realizare (vezi Anexele), în decurs de cca. 3 ani, în anii 2023-2025, cu termen de operare comercială a întregii centrale până cel mai târziu la data de 30.06.2026. O etapizare a punerii în funcțiune a obiectelor ce formează investiția este posibilă și se va stabili de către beneficiar în cadrul documentației de achiziție, în conformitate cu programul de finanțare și cu strategia de achiziție adoptată. în cadrul graficului propus s-au considerat prioritățile de realizare a sursei cu scopul de a asigura continuitatea serviciului public de alimentare cu energie termică.

Astfel, pentru asigurarea continuității serviciului public de alimentare cu energie termică, este prioritară realizarea obiectului nr. 3 (cazane) în cel mai scurt timp posibil, având în vedere termenele limită la care expiră operarea cazanelor actuale ale CETH (CAF4 și CAF5, dar și CAI 6 și CAI 7). La momentul elaborării acestui studiu, CETH a depus un memoriu la APM Arad pentru recalcularea orelor de funcționare în vederea operării pentru sezonul de iarna 2022/2023.

Pentru realizarea cu prioritate a obiectului nr. 3, este necesară alimentarea cu energie electrică din cadrul blocului de alimentare TP3 6/0.4 kV, cuplat la stația electrică de servicii interne nr. 1 de 6 kV, obiecte existente în amplasament. Aceste obiecte vor fi păstrate operaționale pe durata implementării proiectului și ulterior după finalizarea acestuia. De asemenea, pentru circulația agentului termic și degazarea apei de adaos în rețeaua de termoficare se vor utiliza pompele de circulație, degazorul de termoficare și stațiile electrice existente în configurația actuală, până la momentul la care vor fi disponibile noile facilități (SP, SE) prevăzute în cadrul noii centrale. O posibilitate de etapizare prioritară este construirea obiectului nr. 5 (stație de pompare) concomitent cu obiectul nr. 3 (cazane), însă cu asigurarea unei alimentări temporare din blocul TP8 cu transformatoarele TR11 și TR12.

De asemenea, realizarea obiectelor nr. I (motoare) și 7 (stația electrică) este condiționată de desființarea CAF4+CAF5 prin demontarea instalațiilor tehnologice existente și demolarea clădirii aferente, precum și de demolarea turnului de răcire. CAF4 și CAF5 vor putea fi desființate doar după operaționalizarea obiectului nr. 3.

5.3.1 Obiect 1 - MT : Instalație de cogenerare de înaltă eficiență cu motoare pe gaz

5.3.1.1 Necesitate

Noua sursă de producere a energiei termice va trebui să îndeplinească cerințele obligatorii pentru sistemele de termoficare centralizată așa cum sunt ele prezentate în Directiva EEQ,_art 2 pct. 41: cel puțin 50% ET din surse regenerabile, sau cel puțin 75% ET din surse înaltă

eficiență, sau cel puțin 50% ET din surse de căldură reziduală, sau cel puțin 50% ET dintr-o combinație de surse dintre cele enumerate mai sus.

Pentru îndeplinirea cerinței enunțate, soluția concepută pentru sursa SACET Arad se va baza preponderent pe ET produsă prin cogenerare de înaltă eficiență utilizând gazul natural. Este însă mai dificil de atins în mod real producerea exclusiv în cogenerare, din acest motiv în cadrul soluției propuse s-a ales combinarea acestei surse cu o sursă de producere ET din resurse regenerabile, fiind astfel posibilă atingerea în orice condiții de operare a pragului de 50% ET în combinație.

Așadar, scenariul optim propus include o instalație de cogenerare de înaltă eficiență formată din 3 (trei) motoare cu ardere internă și generator electric, cu funcționare pe gaz natural (MT, sau G-CHP, sau Ucog), care să îndeplinească totodată cerințele minime impuse prin programul de finanțare vizat de acest studiu:

- asigurarea unui factor de emisie specifică de CO2 de maxim 250 gCO2/kWh
- posibilitatea utilizării viitoare a unui amestec de gaz natural cu hidrogen verde în scopul micșorării emisiei specifice de CO2

Configurația tehnică a instalației CHP propuse asigură producția de apă caldă / fierbinte pentru termoficare centralizată și energie electrică pentru vânzare. Capacitatea utilă necesară a instalației CHP a fost stabilită la minim 31,2 MWe și minim 26,7 MWt Randamentul garantat al instalației în ansamblu va fi de minim 88%.

Legenda figura:

ICE - Motor cu combustie internă

LOS - Lubc Oii System

SMU - Sistem de management ulei

SAU - Sistem de alimentare cu uree

SVA - Sistem de ventilație aer

SAC - Sistem de pornire cu aer comprimat

SAR - Sistem de alimentare cu apă răcire

SCR - Sistem de reducere catalitică NOx și CO

HM - Contor de energic termică

EM - Contoare de energie electrică

GM — Contor gaz natural G - Generatoare

TF = tablou Torta (tablou de alimentare)

TA = tablou de automatizare / control

5.3.1.3 Descrierea soluției

Instalația CHP se bazează pe un număr de 3 (trei) motoare termice identice de ultimă generație (unități CHP), cu pistoane cu ardere internă și aprindere prin scânteie, care utilizează gaz combustibil, pregătite H2R, în componența cărora sunt incluse toate auxiliarele specifice necesare: turbocompresorul gaz-aer, răcitoarele de aer, răcitorul de ulei, răcitoarele de apă, sistemele electrice și de control, generatorul electric 10,5 kV, etc. Capacitatea individuală a unei unități CHP este de minim 8,9 MWt căldură și minim 10,4 MWe putere electrică.

Alimentarea cu gaze

Motoarele propuse sunt “H2-Ready". întrucât există particularități cu privire la utilizarea hidrogenului, prezentăm în cele ce urmează care sunt condițiile cunoscute la acest moment:

Motoarele propuse sunt capabile să opereze, de la momentul achiziției, cu combustibil gazos de tip gaz natural, în componența căruia se poate regăsi un conținut de până la 25%vol hidrogen, cu condiția asigurării anumitor condiții tehnice. Rampa de gaz este stabilită pentru cazul alimentării cu gaz natural. La introducerea hidrogenului în amestec cu gazul natural într-un anumit procent, va fi necesară recalcularea rampei de gaz. Prezentăm mai jos efectul creșterii conținutului de hidrogen asupra motoarelor;

o Performanțele motoarelor nu se vor modifica sesizabil dacă procentul de hidrogen se situează până la maxim 5%vol.

o Pentru un conținut situat între 10%vol și 25%vol H2, sarcina electrică va scădea proporțional cu prezența H2 până la maxim 80% dacă temperatura de intrare a apei de răcire a motorului va fi de cel mult 55 °C. Randamentul electric va continua să scadă ușor iar randamentul termic va depinde de configurația hidraulică stabilită pentru recuperarea căldurii precum și de sarcina electrică parțială de operare, îrj^ie^if^f>«igurării temperaturii maxime a apei de răcire a motorului. în concluzie cy4(Jisf recupetăfăV apa de termoficare se va diminua. / */ V \

o In concluzie, trecerea la utilizarea hidrogenului în amestec cu gazul natural într-o proporție de 5-25%vol va presupune în viitor o serie de costuri suplimentare, cu echipamentele necesare pentru măsurarea H2 și MN, respectiv cu ajustările de software în configurația motorului și serviciile de proiectare și inginerie aferente. Se ia în considerare că hidrogenul este deja amestecat în gazul natural, la intrarea în rampa de alimentare a motorului.

Motoarele propuse vor putea fi echipate în viitor prin upgrade cu componente ale blocului motor și rampei de alimentare care să permită utilizarea unui gaz natural în amestec cu un conținut mai ridicat de hidrogen de până la 100%. Performanțele motoarelor se vor modifica pe măsură ce conținutul de hidrogen va crește. Informațiile privind calendarul de upgrade și costurile aferente vor fi disponibile la o dată ulterioară.

Pentru trecerea la utilizarea hidrogenului după momentul implementării investiției, se va realiza în prealabil un proiect tehnic detaliat, iar costurile aferente vor fi cuantificate atunci.

Pentru alimentarea cu gaz natural este prevăzută o stație de comprimare gaz care asigură creșterea presiunii de la 2 bar(g) la o presiune de 9,5... 10 bar(g). Stația de comprimare gaz va fi formată dintr-o unitate de comprimare gaz dimensionată pentru alimentarea celor 3 unități CHP. Dacă se optează pentru o a doua unitate de comprimare, beneficiarul va lua în considerare acest lucru (bugetul prevăzut include o singura unitate). Unitatea de comprimare gaz va fi instalată în container cu amplasare în exterior, în proximitatea clădirii motoarelor. Unitatea de comprimare se va racorda la conducta de gaz existentă în amplasament, prin intermediul unui filtru duplex.

Alimentarea fiecărui motor se va realiza dintr-o bară comună racordată la ieșirea compresorului.

Fiecare racord de alimentare la motor va fi dotat cu contor de gaz natural.

Recuperarea căldurii și răcirea motorului

Pentru recuperarea căldurii în scopul utilizării în rețeaua de termoficare SACET, motoarele vor utiliza un circuit format din răcitoarele de aer de combustie din circuitul turbocompresor, răcitorul de ulei, răcitorul de apă motor și răcitorul de gaze de ardere, cuplat la rețeaua de termoficare prin intermediul unui schimbător de căldură separator. Circuitul motor va dispune de un grup de pompare 1F+1R care asigură circulația corespunzătoare a apei, împreună cu vanele de reglaj și senzorii de automatizare necesari. Automatizarea motorului va asigura coordonarea și controlul tuturor răcitoarelor din care se recuperează căldura.

Gazele de ardere vor fi răcite și evacuate la coș sub 120 °C.

Circulația apei prin schimbătoarele asociate motoarelor va fi asigurată prin intermediul electropompelor cu convertizor de frecvență din stația de pompare SP (obiect nr. 5). Temperatura apei în circuitul de termoficare al schimbătorului de separație va fi de 95°C pe tur și 65°C pe retur, pentru cazul de referință. Motorul va fi capabil să asigure o temperatură maximă pe tur de 110°C în sezonul rece. In scopul unui control individual adecvat se vor utiliza vane de reglaj pe retur. în circuitul de recuperare a căldurii se va instala un contor de energie termică. Căldura minimă recuperată în apa de termoficare va fi de minim 8,9 MWt.

Pentru evacuarea de urgență a căldurii motorului, este prevăzut un radiator uscat cuplat la circuitul

de răcire a motorului prin intermediul unui schimbător de căldură și al e automatizare aferente. De asemenea, din aceleași considerente, recuperatorul

de ardere va fi realizat cu includerea unui clapet acționat electric, cu Auxiliare

Implementare proiect la sursă CETH Arad

Vor fi asigurate toate utilitățile și auxiliarele necesare pentru operarea motoarelor:

- Este prevăzut un sistem de management al alimentării cu ulei proaspăt respectiv de evacuare a uleiului uzat (SMU), bazat pe rezervoare de capacitate adecvată, pompe de descărcare, electroventile, instrumente, robineți, armături și conducte.
- Este prevăzut un sistem de management al alimentării cu apă a circuitelor motorului respectiv de evacuare în situații de mentenanță (SAR), bazat pe un rezervor de stocare apă, pompe de încărcare/descărcare, electroventile, instrumente, robineți, armături și conducte.

- Este prevăzut un sistem de alimentare cu aer comprimat (SAC) necesar pentru pornirea motoarelor, format dintr-un număr adecvat de electro-compresoare de aer de înaltă presiune, rezervoare de stocare, instrumente, armături și conducte.
- Este prevăzut un sistem de ventilație de aer (SVA) care asigură atât aerul de combustie necesar motorului cât și răcirea acestuia.
- De asemenea, furnitura va include toate sistemele electrice și de control, măsură, protecție specifice unităților CHP

Tablouri electrice de alimentare aferente diverselor echipamente din componența unităților CHP - Tablouri electrice de control echipate cu controller PLC, module de achiziție I/O și de comunicație de date, interfețe de comunicație la distanță pentru integrarea în sistemul de automatizare și conducere DCS/SCADA al centralei.

Instrumentație de proces

- Vane cu acționări electrice și/sau pneumatice, după caz

Capacitatea nominală. Sarcini parțiale

Motoarele s-au dimensionat luând în considerare necesarul de căldură în baza curbei clasate, și numărul optim de motoare care să asigure pe de o parte ocuparea unui spațiu cât mai restrâns și pe de altă parte o eficiență globală cât mai mare, concomitent cu o eficiență electrică mare. A rezultat faptul că o capacitate optimă care să asigure necesarul de căldură medie cu un număr rezonabil de unități este clasa de motoare peste 10 MWe, pentru care există mai multe opțiuni de piață.

Unitățile CHP cu motor vor asigura operarea continuă și stabilă într-un domeniu al sarcinii electrice între 100% și cel puțin 50%.

Unitățile CHP vor asigura pornirea din stand-by / sarcină 0% până la sarcina nominală 100% într-un interval de maxim 10 minute.

Emisii poluante

Unitățile CHP vor respecta cerințele privind emisiile industriale pentru instalațiile mari sau medii de ardere reglementate prin Legea nr. 278/2013 (Directiva IED / LCPD) respectiv Legea nr. 188/2018 (Directiva MCPD). Prin aplicarea în sens restrictiv a regulilor de agregare din cadrul acestor reglementări, devin aplicabile următoarele valori limită ale emisiilor poluante (VLE) la coș:

NOx : < 75 mg/Nm3 la 15% 02 în g.a. uscate

CO : < 100 mg/Nm3 pentru 15% 02 în g.a. uscate

De asemenea, pentru unitățile CHP sunt necesare condiții speciale de protecție privind sănătatea și securitatea muncii desfășurate de lucrători în apropierea motoarelor, privitoare în special la nivelul emisiilor de zgomot, având în vedere faptul că motoarele sunt echipamente agregate care depășesc nivelul de 85 dB(A) la Im. Din acest motiv, soluția constructivă pentru clădir^tfȘvrt^ijtpJasarea motoarelor în containere sau camere individuale special proiectate, astfel înyaMr^raaî^WJ

nivelul normal de zgomot să scadă sub limita de 85 dB(A) la Im de pereții incintei respective. Clădirea motoarelor nu presupune localizarea permanentă a personalului în cadrul acestor camere. Accesul la motoare se va realiza de către personal de deservire echipat corespunzător cu echipamente de protecție individuală adecvate - antifoane, căști de protecție, ochelari, etc.

5.3.1.4 Specificații tehnice privind combustibilul disponibil

- Tip combustibil:	gaz natural
- Sursă:	Delgaz Grid
Puterea calorifică inferioară, min ... max:	10,0... 10,6 kWh/Nm3
• Puterea calorifică inferioară, referință:	10,0 kWh/Nm3
- Compoziția combustibilului:	conform buletin de analiză, indicativ
Conținut minim de metan:	90%
- Presiune minimă disponibilă pentru livrare:	2 bar(g)
- Temperatură de livrare:	5 ...25 ’C

Notă: Pentru conversia cu o precizie suficientă a puterii calorifice superioare (PCS) exprimată în kWh/(S)m3 raportată la I5°C (utilizată de furnizorii de gaz natural) în putere calorifică inferioară (PCI) exprimată în kWh/Nm3 raportată la 0°C (necesară în calculele de bilanț și proiectare), se va utiliza următoarea formulă de conversie: PCI[kWh/Nm3] = PCS[kWh/Sm3] x 0,95153.

5.3.1.5 Specificații tehnice principale

Performante orare (instantanee) pentru 1 unitate CHP

Condiții de referință:

- Combustibil alternativ:

Sarcina electrică:

ISO (25°C, 30%RH, 108 mdm) amestec de gaz natural și hidrogen verde (maxim 25%vol H2, în prezent) 100% (nominal)

Putere electrică generată, brută, PF=0,8:		> 10.400 kWe (-0%... +10%)
-	Căldură utilă cogenerată în apă:	> 9.000 kWt
-	Randament electric CHP:	> 47,3 %
-	Randament termic CHP:	> 40,9 %
-	Randament global CHP, garantat:	> 88,0 %
-	Putere termică combustibil principal:	22.000 kWf
-	Debit combustibil principal, la PCI, info:	2.200 Nm3/h
-	Temperatură apă tur/retur (circuit termoficare):	65/95 °C
-	Temperatură maximă apă tur termoficare:	110°C
-	Temperatură maximă apă retur termoficare:	70 °C
-	Temperatură gaze de ardere la coș:	< 120 °C
-	Nivel de zgomot gaze de ardere la gură coș:	< 85 dB(A) la 1 m
	Emisii poluante pentru instalația de cogenerare, limite conform IED: o Nivel emisie NOx la 15 % 02 în g.a. uscate: < 75 mg/Nm3 o Nivel emisie CO la 15 % 02 în g.a. uscate: < 100 mg/Nm3 o Nivel emisie SO2 la 15 % 02 în g.a. uscate: n/a mg/Nm3 o Nivel emisie PM la 15 % 02 în g.a. uscate: n/a mg/Nm3 n/a - neaplicabil
-	Emisii de gaze cu efect de seră (CO2):	4.443 kg/h
-	Factor de emisie specifică de CO2:	229 gCO2/kWh
-	Economie de energie primară:	26,86 % (condiții de referință 3.2,4)

Tensiune generator:

- Frecvență generator: Randament generator:

- Timpul de pornire 0% - 100%: Sarcina electrică minimă:

Disponibilitate anuală:	> 92 %
Punct de racordare la SEN:	HOkV

Categorie de racordare GGS (SPGM): D

Standarde:	ISO 3046-1, ISO 8528-1,2,3,5
Conformitate:	ISO 9001, ISO 3834-2, ISO 14001, ISO 45001 CE, PED, LVD, EMCD, IED, MCPD, RfG, ANRE 72/2017 + 214/2018, ANRE 51/2019

Performante orare (instantanee) pentru 3 unităti CHP

- Condiții de referință:
ISO (25°C, 30%RH, lOOmdm) gaz natural 100% 3 x 100% (nominal)
- > 31.200 kWe
- > 27.000 kWt
- > 47,3 %
- > 40,9 %
- > 88,0 %
66.000 kWf

6.600 Nm3/h

13.330 kg/h
- Combustibil principal:

Sarcina electrică:

Putere electrică generată, brută, PF=0,8:

- Căldură utilă cogenerată, în apă:
- Randament electric CHP:

Randament termic CHP:

- Randament global CHP, garantat: Putere termică combustibil principal: Debit combustibil principal, la PCI, info:
- Emisii de gaze cu efect de seră (CO2):

5.3.1.6 Scopul de furnizare necesar

Obiectul MT va include următoarele elemente:

1 stație de comprimare gaz natural 2 / 9,5 bar(g)

3 unități de cogenerare de înaltă eficiență (MT1, MT2, MT3), cu gaze, H2R, realizate în jurul unui set motor - generator de mare capacitate, inclusiv cu toate auxiliarele necesare operării:

o Sistem de alimentare cu gaz natural
o Sistem de pornire cu aer comprimat
o Sistem de alimentare și filtrare a aerului de combustie
o Sistem de ventilație pentru răcirea și alimentarea cu aer la motor
o Sistem de alimentare cu apă de adaos la circuitul motorului
o Sistem de răcire și recuperare a căldurii din apa motorului

o Sistem de răcire și recuperare a căldurii din gazele de ardere ale motorului

o Sistem de reducere a emisiilor poluante din gazele de ardere ale motorului (NOx și CO)

o Sistem de monitorizare a emisiilor la coș - opțional (se recomandă aparatură portabilă de măsurare a emisiilor)

o Schimbător de căldură pentru transferul căldurii recuperate în circuitul de termoficare SACET

o Sistem de evacuare de urgență a căldurii degajate de intercooler

o Sistem de evacuare de urgență a căldurii din apa de răcire a motorului, inclusiv schimbător de căldură și echipamente de automatizare aferente

o Sistem de management al uleiului (rezervoare de ulei proaspăt și uzat, pompe de alimentare/descărcare, filtre, robineți, instrumentație, conducte, armături)

o Sistem de detecție a scăpărilor de gaze

o Sistem de stingere PSI

o Dulapurile electrice pentru alimentarea consumatorilor, automatizare și control

o Structură și platforme pentru mentenanță

o Container de atenuare a zgomotelor produse de motor

o Atenuator de zgomot gaze de ardere o Coș de fum

Implementare proiect la sursă CETH Arad

o Set materiale prima umplere pentru operare în garanție (ulei, uree, altele)

o Pod rulant aferent motorului

o Orice alte instalații nenominalizate dar obligatorii pentru operarea corespunzătoare a instalației de cogenerare

Set de contoare pentru energie termică, gaz natural, energie electrică

- Set de vane, acționări, robineți, instrumente - Sisteme electrice

Sistem de automatizare și conducere locală pentru realizarea automată a tuturor funcțiunilor specifice (tablou de control principal, server/stație de lucru, software, modul comunicație la distanță, tablouri locale de control în câmp, instrumente, cabluri de rețea și fibră optică)

- Set piese de schimb cu uzură sau recomandate în perioada de garanție

Set scule de mentenanță specifică

Set echipamente aferente construcției: ventilatoare, aeroterme, hidranți, etc.

Următoarele lucrări și servicii au fost considerate în cadrul realizării acestui obiect:

- Lucrări de construcții și instalații aferente clădirii motoarelor termice, stației de comprimare gaz și coșurilor de fum - terasamente, rezistență, arhitectură, instalații, procurări materiale (fundații, platforme, clădire industrială, structuri de acces și de susținere, cămine, canale de cabluri, trotuare, instalații de legare la pământ și paratrăsnete la coșuri de fum, prize, iluminat interior și exterior, balizaj coșuri, ventilație, încălzire, climatizare aer, evacuare fum, detecție și semnalizare incendiu, supraveghere video, telecomunicații, spălare cu apă municipală, evacuare ape uzate convențional curate, evacuare ape uzate cu ulei, scurgeri pentru ape meteorice)
- Procurare și montaj conducte și cabluri, inclusiv materiale asociate

Lucrări de realizare a protecțiilor anti-corozive

Lucrări de realizare a izolațiilor termice la echipamente și conductele

- Verificări, inspecții, încercări, teste, probe și punere în funcțiune
- Teste de performanță

5.3.1.7 Livrare

Termenul de livrare pentru motoare este în medie de 10-12 luni de la data comenzii. Se va considera că primul motor poate fi livrat în 11 luni de la comandă, iar următoarele motoare vor sosi în amplasament la interval de câte 1 lună.

5.3.1.8 Construire și montaj

înainte de realizarea propriu-zisă a lucrărilor, este necesară executarea lucrărilor de demolare / dezafectare a structurilor supraterane și subterane existente în amplasamentul prevăzut pentru acest obiectiv, inclusiv stabilizarea terenului și realizarea eventualelor relocări ale instalațiilor și rețelelor de utilităților din amplasament. Aceste operațiuni vor fi detaliate în faza de proiectare PT+DE.

Notă: Următoarele lucrări:

lucrări de debarasare și valorificare a echipamentelor și materialelor depozitate în aer liber sau în interiorul clădirilor existente ce urmează să fie demolate

lucrări de golire, curățire și valorificare sau neutralizare a uleiurilor și produselor petroliere (păcură, benzină, motorină, CLU) încărcate în rezervoare / cisterne, echipamente și instalații tehnologice existente care urmează să fie dezafectate / demolate / demontate

lucrări de ecologizare a terenurilor unde s-au desființat rezervoare de produse combustibile nu sunt incluse în cheltuielile directe ale bugetului de proiect, ele rămân în sarcina beneficiarului. Obiectul MT, ce include clădirea motoarelor, stația de comprimare gaz și coșurile de fum, va utiliza o amprentă la sol cât mai redusă. Spațiul estimat pentru realizarea acestui obiect este indicat în planul de amplasare, fiind de 43 x 43 m; acest spațiu este obligatoriu, nu se popedtpăȘfcpoluția constructivă va ține cont de aranjamentul optim al echipamentelor din cadn^amferiȚ^qftațiJor CHP precum și de cerințele privind zgomotul în interior și în exterior. O xb \

^^a v-. t

Clădirea motoarelor va fi compartimentată după necesități, pe orizontală și verticală. Motoarele și furnitura principală aferentă (generator, turbocompresor, modul schimbătoare de căldură) vor fi amplasate în incinte izolate fonic. In cadrul acestora vor fi instalate poduri rulante pentru manipularea pieselor grele, dimensionate corespunzător. Pentru sistemele auxiliare, se va prevedea una sau mai multe camere distincte. Dulapurile de alimentare și control vor fi amplasate într-o cameră distinctă, în care se vor asigura condiții de zgomot în conformitate cu prevederile legale aplicabile. Vor fi amenajate culoare, holuri și spații de acces care să asigure un acces corespunzător pentru toate elementele obiectului MT. Vor fi prevăzute spațiile de mentenanță necesare stabilite de producătorii de echipamente; de asemenea, va fi posibilă extragerea și manipularea componentelor de instalație astfel încât să poate fi conduse în exterior, conform necesităților stabilite de producătorii de echipamente. Compartimentarea și amplasarea clădirii va fi realizată astfel încât să fie posibilă extragerea motorului și generatorului în exterior, în cazuri excepționale.

Proiectarea construcției și a măsurilor SSM specifice va ține cont de caracteristicile de emisie a zgomotului în scopul asigurării îndeplinirii cerințelor privind limitarea zgomotului la care poate fi expus personalul lucrător, conform specificațiilor din standardele romanești și internaționale. Pentru pozarea cablurilor de evacuare a puterii electrice se vor include în lucrările de infrastructură canale corespunzătoare, care vor face legătura cu obiectul nr. 7 (stația electrica).

Infrastructura și suprastructura clădirilor (rezistență și arhitectură) vor fi proiectate în faza PT+DE, în conformitate cu instrucțiunile producătorului de motoare precum și cu normele, standardele și reglementările tehnice și legislative aplicabile. Clădirea va fi realizată în conformitate cu următoarele specificații:

- Tip: industrial

- Categorie de importanță:

Categoria de pericol de incendiu:

Gradul de rezistență la foc:

Pentru coșurile de fum aferente motoarelor se vor realiza fundații în proximitatea clădirii.

Va fi prevăzut drum de acces pe lângă clădire, cu o lățime adecvată. In zona ușilor de introducere a motoarelor se va prevedea spațiu suficient pentru manevre și eventuale operațiuni de mentenanță. Lângă clădirea motoarelor va fi amplasată stația electrică SE a centralei (obiectul nr. 7), în care se vor instala sistemele electrice de medie tensiune pentru preluarea puterii electrice de la generatoarele motoarelor și distribuția acesteia spre stația electrică I lOkV pentru conexiunea la SEN. Alimentarea consumatorilor electrici ai obiectului MT se va realiza pe joasă tensiune tot din cadrul stației electrice SE. De asemenea, în cadrul stației electrice se vor instala echipamentele care compun sistemul de conducere DCS / SCADA al centralei, fiind alocat spațiu necesar dezvoltării unei camere de comandă centrală (dispecer) prin intermediul căreia se vor monitoriza și supraveghea operarea unităților CHP.

Clădirea MT este amplasată corespunzător în raport cu celelalte obiecte ale centralei și cu condițiile existente de amplasament, conform planului de amplasare propus. Condițiile de montaj ale echipamentelor asociate obiectului vor respecta manualele de instalare ale producătorilor de echipament, fiind necesar să se prevadă spațiile de mentenanță specifică necesare. Realizarea construcțiilor și instalațiilor se va proiecta și executa în conformitate cu standardele, normele și reglementările tehnice și legislative aplicabile în vigoare la data realizării proiectării de detaliu / implementării.

Clădirea MT va include structurile de susținere și de acces necesare pentru traversarea încăperilor, precum și pentru ieșirea de urgență, inclusiv de la nivelele superioare ale clădirii.

5.3.1.9 Mentenanță GenSet

Toate echipamentele centralei necesită asigurarea lucrărilor de mentenanță în conformitate cu instrucțiunile producătorilor respectivi, prezentate în cadrul sunt considerate activități de mentenanță de rutină, realizate

manualelor specifice. Ace de beneficiar/operatp^QMA/)//

CONSULTING

în cazul seturilor motor-generator (GenSet), pentru asigurarea unei durate de viață cât mai lungi, dar și pentru menținerea performanțelor în limite rezonabile, este necesară realizarea mentenanței specializate de către producător sau un reprezentant al acestuia. Astfel, producătorul GenSet-urilor ce fac parte din unitățile CHP va asigura serviciile de mentenanță specializată ale acestora prin intermediul unui contract de servicii complete (full-service). Un astfel de contract include:

- Operațiunile de mentenanță planificată (predictivă) conform graficului orar de mentenanță specific producătorului

Cheltuielile de manoperă și deplasare aferente operațiunilor de mentenanță

- Piesele de schimb conform graficului de mentenanță planificată (de exemplu, bujii, filtre de ulei, filtre de aer, filtre de gaz, etc)
- Piesele de schimb necesare pentru mentenanță condiționată (de exemplu, pistoane, etanșări cilindri, capete cilindri, tije de racord)

Operațiunile de mentenanță neplanificată (corectivă), inclusiv piesele de schimb aferente, în limita unui buget limită anual stabilit de producător - necondiționate pentru perioada de garanție

- Serviciile de diagnoză și tele-mentenanță pentru analiza defectelor, optimizarea performanțelor și suport de la distanță

Asistență tehnică de urgență prin telefon call-center 24/7

Prezența în amplasament pentru un tehnician timp de 6 luni pentru suport, asistență tehnică, instruire, supervizare și coordonare activități de mentenanță/operare, rezolvare situații de garanție

în cadrul acestui contract nu sunt incluse operațiunile de mentenanță de rutină, acestea vor fi efectuate de către beneficiar. în această categorie se înscriu de exemplu inspecțiile zilnice specificate în graficul de mentenanță planificată (de exemplu, verificarea vizuală a scurgerilor zilnic, managementul fluidelor, verificarea și înlocuirea bujiilor).

De asemenea, consumabilele fluide (ulei, apă, gaz, uree) nu fac parte dintr-un astfel de contract. De regulă, durata unui astfel de contract de servicii se poate întinde pe o perioadă de 39.999 ore; acesta poate fi extins pentru încă o perioadă de 39.999 ore.

Prețul contractului se stabilește în baza unui tarif orar (euro / oră de funcționare). Prețul este de regulă valid pentru anul confirmării, după care se ajustează anual în funcție de politica specifică producătorului.

Pentru acest proiect de investiție, toate serviciile de mentenanță descrise mai sus împreună cu piesele de schimb aferente fac parte din serviciul de garanție tehnică al echipamentelor pentru o perioadă de 2 ani, fiind incluse în costul echipamentelor.

De asemenea, sunt incluse în cadrul bugetului de proiect (în costul echipamentelor), materialele consumabile pentru umplere în perioada de garanție (ulei, soluție de uree).

5.3.2 Obiect 2 — CB : Centrală termo-electrică pe biomasă

5.3.2.1 Necesitate

în măsura în care noua centrală se bazează preponderent pe căldura cogenerată din gaz natural într-o primă fază de exploatare, pentru îndeplinirea cerinței privind sistemele eficiente de termoficare centralizată este necesar să se utilizeze o instalație de producere a energiei termice din resurse regenerabile astfel încât, prin combinația celor două surse, să se asigure cel puțin 50% din energia termică livrată în SACET (la gardul centralei).

Din acest motiv, scenariul optim propus include o centrală termo-electrică ce utilizează la biomasa lemnoasă (abreviată CB, sau Ucogbio, sau BCHP), convertită în combustibil gazați ; lichid. Configurația tehnică a centralei pe biomasă asigură producția de abur tehnologic n pentru degazare, apă caldă pentru termoficare și pentru preîncălzirea apei de adaos. Capac utilă necesară a centralei pe biomasă a fost stabilită la minim 1,8 MWe și minim 5,0 MWt. Randamentul minim garantat al instalației în ansamblu va fi de minim 75%.

53.2.2 Schemă de proces
53.2.3 Descrierea soluției

Centrala pe biomasă (CB) propusă utilizează la bază biomasa lemnoasă, cu o umiditate cuprinsă între 30% și 50%, sub formă de tocătură sau așchii.

Configurația tehnică CB asigură:

o producție de abur tehnologic utilizabil pentru degazarea apei de termoficare / apei de adaos - o producție de apă caldă pentru termoficare și pentru preîncălzirea apei de adaos
o producție de energie electrică utilizabilă pentru compensarea consumului tehnologic intern al noii centrale

Capacitatea utilă necesară a centralei pe biomasă a fost stabilită la minim 1,8 MWe și minim 5,0 MWt. Configurația propusă a fost alcătuită în mod special pentru utilizarea în cadrul termofîcărilor urbane, astfel încât să se asigure un mix de abur, apă și electricitate care să asigure un randament global de peste 75% și o rată de conversie a biomasei în combustibil de ardere de peste 97%.

Biomasa în formă brută va fi livrată în amplasamentul centralei și va fi stocată în aer liber sau protejat, într-un perimetru clar demarcat, pe sortimente. Se recomandă alocarea unui spațiu de stocare pentru cel puțin 1 lună de zile, dacă este posibil. în cadrul planului cu obiectele propuse, este considerată o suprafață de stocare de cca. 800 m2. Utilajele necesare pentru manipularea biomasei în perimetrul centralei sunt: un camion cu gheară și tocător, un tractor cu remorcă basculantă și un încărcător frontal; încărcătorul frontal este inclus în bugetul proiectului, celelalte vor fi asigurate de către operator.

Pentru utilizare, biomasa va fi tocată corespunzător, dacă este cazul, în cadrul unei clădiri de stocare temporare (șopron) în care se va amplasa o mașină de tocare. Tocătură / așchiile de biomasă va alimenta, prin intermediul unui încărcător frontal, un buncăr cu podea mișcătoare cu acționări

hidraulice. Din acest punct, biomasa solidă pregătită pentru procesare este prelua cu ajutorul unor transportoare construite în tehnologie adecvată, până la instal în vederea valorificării biomasei solide, aceasta se va converti în combustibil principal pregătit pentru ardere utilizând procesul de gazeificare. Pentru a asigura redundanța și flexibilitatea configurației propuse s-au prevăzut 2 (două) gâzeificatoare care să producă combustibilul principal. Tehnologia propusă pentru investiție se bazează pe gazeificatoare „în contracurent” cu injecție de aer la partea inferioară și extragerea amestecului gazos pe la partea superioară, modularizate. în configurația gazeificatoarelor vor fi incluse toate auxiliarele necesare pentru alimentarea, măsurarea, protecția și controlul procesului. Sistemul de alimentare cu aer pentru gazeificare va permite ajustarea debitului și a umidității aerului injectat. De asemenea, va fi prevăzut un sistem de colectare și descărcare a cenușii produse în cadrul procesului. Colectarea se va realiza în containere adecvate pentru stocare.

în urma gazeificării biomasei prin piroliză, rezultă un combustibil compus dintr-o fază gazoasă și o fază lichidă, împreună cu o cantitate de vapori de apă și condens. Acest combustibil va fi tratat corespunzător astfel încât să poată fi tratat termic în cadrul instalațiilor de ardere prevăzute în cadrul configurației.

Pentru arderea combustibilului principal, se propune în primul rând utilizarea unei instalații de cogenerare care să opereze exclusiv cu partea de combustibil gazos produs prin gazeificare, din componența căruia va face parte un motor cu ardere internă și generator electric (genset) împreună cu toate auxiliarele necesare pentru răcire, recuperare căldură, pornire, ventilație, evacuare de urgență a căldurii, reducere emisii poluante, management agent depoluant, management ulei, alimentare cu apă de adaos, coș de fum, sisteme electrice și de control. Instalația de cogenerare va fi prevăzută cu un sistem de tratare a gazului din biomasă care să filtreze faza lichidă, respectiv să răcească gazul pentru a putea fi utilizat de motorul cu ardere internă. Se recomandă ca toate seturile motor-generator (genset) din cadrul centralei, atât cele pe gaz natural cât și cel pe gaz de biomasă, să fie fabricate de același producător, din considerente de optimizare a costurilor de mentenanță.

Pentru diferența de combustibil principal, gazos și lichid, se propune utilizarea unui cazan cu sistem de ardere corespunzător, care să producă la ieșire o cantitate de abur utilizabilă în procesul de degazare. Aburul saturat astfel produs se va adăuga la cantitatea de abur completată de generatorul de abur pe gaz prevăzut în cadrul obiectului nr. 3. Recuperatorul de căldură din gazele de ardere produse va asigura o temperatură la coș cât mai mică. Aprinderea la arzător se va realiza cu gaz natural. Se va considera o presiune de referință a aburului de 6 bar(g), saturat. Cazanul este prevăzut cu toate echipamentele și sistemele auxiliare necesare pentru procesul de combustie, generare abur, preîncălzire apă pentru preparare abur, recuperare eficientă a căldurii din gazele de ardere, schimbătoare de căldură pentru preîncălzire, sisteme de măsură și control, coș de fum. Temperatura de ardere va fi menținută constant la aproximativ 950°C iar tehnologia propusă va asigura o ardere completă cu emisie scăzută de pulberi și gaze poluante. Gazul va fi monitorizat prin intermediul unui sistem dedicat cu senzori staționari de analiză a gazelor (CH4, 02, H2) și interfață de comunicație a datelor către sistemul DCS.

Pentru alimentarea celor două instalații de ardere se va utiliza apă demineralizată asigurată din stația existentă de tratare a apei STCA.

Aburul produs de centrala pe biomasă CB va fi livrat în bara comună de abur în care se va interconecta și cazanul de abur CAS1 pe gaz prevăzut în cadrul obiectului nr. 3. Din această bară comună se vor realiza racordurile către consumatorii de abur.

Toate aceste procese vor fi alimentate și coordonate prin intermediul unei stații electrice și de control proprii, realizate în apropierea echipamentelor CB. Stația electrică va include sistemul de medie tensiune care să preia puterea electrică generată de instalația de cogenerare, respectiv să o distribuie atât intern pentru consumurile proprii cât și extern către centrale (obiectul nr. 9). Pentru alimentarea consumatorilor interni

Implementare proiect la sursă CETH Arad

transformator auxiliar de servicii proprii 10,5/0,4kV de putere adecvată și un tablou general de distribuție de joasă tensiune 0,4kV. Vor fi incluse toate sistemele de protecție numerică și contoarele necesare, iar informația privind parametrii electrici va fi centralizată la nivelul sistemului DCS în cadrul dispeceratului electric. Toate echipamentele componente ale CB vor fi dotate cu tablouri de control, instrumentație de câmp și vane acționate care să asigure automatizarea și conducerea adecvată a proceselor atât din cadrul camerei locale a stației electrice CB cât și de la distanță din cadrul camerei centrale a stației electrice SE aferentă centralei. Produsele secundare filtrate vor fi recuperate și valorificate sau neutralizate.

Configurația minim solicitată poate fi completată cu diverse opțiuni pentru creșterea randamentului global, utilizând fie pompe de căldură, fie recuperatoare avansate de căldură, fie module ORC adecvate.

Soluția propusă asigură o serie de avantaje importante pentru un operator de SACET:

• asigură o capacitate termică minimă necesară pentru a atinge cerința minimă pentru sistemele eficiente de termoficare centrală (50% ET produsă în combinație de o sursă în cogenerare de înaltă eficiență și o sursă cu combustibil regenerabil.
• tolerează o gamă largă a dimensiunilor așchiilor de biomasă
• operează cu umiditatea nativă a biomasei lemnoase brute într-o plajă largă, tipic între 30 și 50%.
• funcționare stabilă, fără provocarea de arderi în patul de biomasă stocat în gazeificator
• asigură reglarea rapidă a sarcinii în exploatare
• eficiență ridicată de conversie în comparație cu tehnologia de gazeificare în echicurent
• consum propriu redus de energie electrică
• pulberi scăzute în gazele de ardere
• cantități reduse de cenușă reziduală

5.3.2.4 Conformarea la cerințele de mediu

Cazan de abur, care va utiliza drept combustibil principal un combustibil mixt, lichid și gazos. Combustibilul lichid este combustibilul primar, iar combustibilul gazos este combustibilul secundar.

- Instalație de cogenerare, care va utiliza drept combustibil principal un combustibil exclusiv gazos (combustibil primar)

Pentru cazanul de abur:

o Combustibil lichid, altul decât motorina (3% 02 în g.a. uscate):

■ NOx: 300 mg/Nm3
■ SO2: 350 mg/Nm3
■ PM: 50 mg/Nm3 (pentru putere termică sub 5 MWf)
■ CO: n/a

o Combustibil gazos, altul decât gazul natural (3% 02 în g.a^O

■ NOx: 200 mg/Nm3
■ SO2: 35 mg/Nm3
■ PM: n/a
■ CO: n/a

Pentru instalația de cogenerare:

o Combustibil gazos, altul decât gazul natural (15% 02 în g.a. uscate):

■ NOx: 190mg/Nm3
■ S02: 15mg/Nm3
■ PM: n/a
■ CO: n/a

întrucât cazanul de abur utilizează un combustibil mixt lichid + gazos, limita de emisie va fi data de ponderile puterilor termice ale fiecărui tip de combustibil, primar și secundar, față de combustibilul principal de ardere aplicat la intrare.

Notă: Considerăm neaplicabil art. 23, alin. 1 din Legea 188/2018, întrucât combustibilul utilizat de instalațiile de ardere nu se constituie din biomasă solidă. Prin gazeifîcare, se obține un combustibil principal față de care este necesară raportarea în cazul fiecărui tip de instalație de ardere (cazan, respectiv cogenerare cu motor).

5.3.2.5 Specificații tehnice privind combustibilul regenerabil

Centrala cu combustibil regenerabil utilizează biomasa lemnoasă - lemn de pădure și plantație, mărunțit prin tocare / așchiere, conform cerințelor normelor în vigoare specificate mai jos și a recomandărilor stabilite de producătorul tehnologiei de gazeifîcare.

Procesul de gazeifîcare este optim pentru o umiditate a biomasei cuprinsă între 30% și 50%, prin urmare se recomandă utilizarea unei biomase care să aibă o umiditate în această plajă, preferabil în partea de jos a domeniului precizat. Ca efect, funcție de umiditatea biomasei, producția de abur din cazan va scădea.

Așchiile de biomasă lemnoasa pot avea dimensiuni de până la G100 folosind un tocător mobil de biomasă adecvat, cu respectarea următoarelor reglementările tehnice:

SR EN 15234-1:2011: Biocombustibili solizi. Asigurarea calității combustibililor. Partea 1: Cerințe generale

SR EN ISO 17225-9:2021: Biocombustibili solizi. Specificații și clase de combustibili. Partea 9: Clase de lemn zdrobit și așchii de lemn pentru uz industrial

- SR EN ISO 18134-2:2017: Biocombustibili solizi. Determinarea conținutului de umiditate.

Metoda prin uscare în etuvă. Partea 2: Umiditate totală. Metodă simplificată

în standardul SR EN ISO 18134-2 se descrie metoda de determinare a conținutului total de umiditate dîntr-un eșantion de biocombustibili solizi, prin uscare în etuvă, și poate fi utilizată atunci când este necesară o foarte bună precizie a determinării conținutului de umiditate, de exemplu pentru controlul de rutină al producției la față locului. Metoda descrisă în acest standard este aplicabilă tuturor biocombustibililor solizi. Conținutul de umiditate al biocombustibililor solizi (în stare de recepție) este întotdeauna raportat pe baza masei totale a eșantionului (pe bază de material umed).

5.3.2.6 Specificații tehnice principale

Centrală termo-electrică pe biomasă

Condiții de referință:

Combustibil de bază:

Umiditate combustibil de bază, referință umedă:

Putere termică combustibil de bază:	9.000 kWf
Rată de conversie combustibil:	cca. 98%
Combustibil principal cazan abur:	gaz + lichid din biomasă
Combustibil principal instalație de cogenerare:	gaz din biomasă
Putere termică combustibil cazan abur:	3.600 kWf
Putere termică combustibil instalație cogenerare:	5.220 kWf
Putere electrică generată, brută:	> 1.800 kWe
Căldură produsă în cogenerare:	> 1.800 kWt
Căldură totală utilă produsă în apă:	> 1.500 kWt
Căldură totală utilă produsă în aburul saturat:	> 3.500 kWt
Presiune abur produs:	> 6 bar(g)
Randament termic total:	> 55%
Randament electric total:	> 20%
Randament termic în cogenerare:	> 20%
Randament electric în cogenerare:	> 20%
Randament global unitate de cogenerare:	> 77%
Randament global garantat:	> 75%

Emisii poluante pentru cazanul de abur, limite conform MCPD*:

Combustibil lichid:

o o o o

Nivel emisie NOx la 3 % 02 în g.a. uscate: < 300

mg/Nm3 mg/Nm3 mg/Nm3 mg/Nm3

Nivel emisie SO2 la 3 % 02 în g.a. uscate: < 350

Nivel emisie PM la 3 % 02 în g.a. uscate: < 50

Nivel emisie CO la 3 % 02 în g.a. uscate: n/a

Combustibil gazos:

o Nivel emisie NOx la 3 % 02 în g.a. uscate: < 200 mg/Nm3

o Nivel emisie SO2 la 3 % 02 în g.a. uscate: < 35 mg/Nm3

o Nivel emisie PM la 3 % 02 în g.a. uscate: n/a mg/Nm3

o Nivel emisie CO la 3 % 02 în g.a. uscate: n/a mg/Nm3

n/a neaplicabil

* nivelul final al emisiei permise se va calcula in funcție de proporția fiecărui combustibil, gazos respectiv lichid, la puterea totală a combustibilului principal aplicat la intrare

Emisii poluante pentru instalația de cogenerare, limite conform MCPD:

Combustibil gazos:

1 sistem de cântărire camioane și verificare parametri la recepția biomasei

1 sistem de încărcare a biomasei procesate (grătare mișcătoare, transportoare, sisteme de măsură, protecție și control)

- 2 unități gazeificatoare de biomasă, complet echipate (gazeificator, unitate de alimentare biomasă, unitate de injecție controlată de aer de gazeificare, faclă de control, dispozitiv de amestec, sistem de colectare și descărcare a cenușii, vane, acționări, instrumente, tablouri de alimentare și control, conducte, armături, etc)

I unitate de tratare, filtrare și răcire a gazului de biomasă (filtru electrostatic, răcitoare de gaz, compresor de gaz, recuperatoare de condens, vapori și combustibil în fază lichidă, rezervor de condens, pompe, schimbătoare de căldură, vane, acționări, instrumente, tablouri de alimentare și control, conducte, armături, etc.)

1 instalație de cogenerare cu gaz de biomasă, realizată în jurul unui set motor - generator dedicat pentru aplicații de biomasă, inclusiv toate auxiliarele necesare operării:

o Sistem de pornire electrică sau cu aer comprimat

o Sistem de alimentare și filtrare a aerului de combustie

o Sistem de ventilație pentru răcirea și alimentarea cu aer în camera motorului

o Sistem de alimentare cu apă de adaos la circuitul motorului

o Sistem de răcire / recuperare a căldurii din apa motorului (pompă de circulație 1 F+l R, vas expansiune, vane de reglaj, instrumente, conducte, armături)

o Sistem de răcire / recuperare a căldurii din gazele de ardere ale motorului

o Sistem de reducere a emisiilor poluante din gazele de ardere ale motorului (NOx, opțional CO)

o Schimbător de căldură pentru transferul căldurii recuperate în circuitul de termofîcare SACET

o Schimbător de căldură pentru transferul căldurii recuperate în circuitul de preîncălzire a apei de preparare a aburului

o Sistem de evacuare de urgență a căldurii degajate de intercooler (pompă de circulație, radiator uscat, vane, instrumente, conducte, armături)

o Sistem de evacuare de urgență a căldurii din apa de răcire a motorului

o Sistem de management al uleiului (rezervoare de ulei proaspăt și uzat, pompe de alimentare/descărcare, robineți, instrumentație, conducte, armături)

o Dulapurile electrice pentru alimentarea consumatorilor, automatizare și control

o Orice alte instalații nenominalizate dar obligatorii pentru operarea corespunzătoare a instalației de cogenerare

1 cazan generator de abur complet echipat (cameră de combustie, recuperator de căldură pentru vaporizare și producerea aburului, pentru preîncălzirea apei necesare producerii aburului, economizoare, degazor propriu alimentat cu apă demineralizată complet echipat, grup de pompare pentru alimentarea cazanului cu apă demineralizată cu abur, vane de reducere presiune, reglare

conducte, armături, ventilator evacuare gaze de ardere, coș de fum, sistem de alimentare și control)

1 schimbător de căldură cu plăci preîncălzitor pentru apa de alimentare a degazorului
1 set de echipamente de protecție și control avarii
1 set de contoare pentru energie termică, gaz natural, energie electrică
1 set de vane, acționări, robineți, instrumente aferente racordurilor
1 sistem electric (stație de medie tensiune, transformator de servicii proprii, tablou general de distribuție de joasă tensiune, sistem de alimentare 220Vcc cu baterii și redresor, contoare electrice, dulapuri de protecție, sisteme de monitorizare și centralizare protecții și contoare, cabluri)
1 sistem de automatizare și conducere locală pentru realizarea automată a tuturor funcțiunilor specifice CB (tablou de control principal, server/stație de lucru, software, modul comunicație la distanță, tablouri locale de control în câmp, instrumente, cabluri de rețea și fibră optică)
1 set piese de schimb cu uzură sau recomandate în perioada de garanție

I set de utilaje pentru operare: 1 tocător de biomasă, I încărcător mecanic frontal, 2 containere de stocare cenușă

1 pod rulant pentru camera motorului

1 pod rulant pentru camera principală

Următoarele lucrări și servicii au fost considerate în cadrul realizării acestui obiect:

Lucrări de construcții și instalații aferente clădirii CB — terasamente, rezistență, arhitectură, instalații (fundație, clădire industrială, canale de cabluri, structuri de acces și de susținere, trotuare, instalații de legare la pământ și paratrăsnet, prize, iluminat interior și exterior, balizaj coșuri, ventilație, încălzire, climatizare aer, evacuare fum, detecție și semnalizare incendiu, supraveghere video, telecomunicații, spălare cu apă municipală, evacuare ape uzate convențional curate, scurgeri pentru ape meteorice)

Lucrări de construcții și instalații aferente halei de stocare temporară biomasă SSB, inclusiv realizare buncăr de alimentare - terasamente, rezistență, arhitectură, instalații (fundație, șopron/hală, trotuare, instalații de legare la pământ, prize, iluminat interior și exterior, detecție și semnalizare incendiu, supraveghere video, instalație PSI, spălare cu apă municipală, evacuare ape uzate convențional curate, scurgeri pentru ape meteorice)

Lucrări de montaj echipamente asociate CB, inclusiv structuri metalice de acces și de necesare pentru operare și mentenanță

Lucrări de realizare a protecțiilor anti-corozive

Lucrări de realizare a izolațiilor termice la echipamente și conducte

5.3.2.8 Construire și montaj

înainte de realizarea propriu-zisă a lucrărilor aferente obiectului, este necesară executarea de demolare / dezafectare a structurilor supraterane și subterane existente în amplasamentul prevăzut pentru acest obiectiv, inclusiv stabilizarea terenului și realizarea eventualelor relocări ale instalațiilor și rețelelor de utilităților din amplasament. Aceste operațiuni vor fi stabilite în faza de proiectare PT+DE.

Notă: Următoarele lucrări:

lucrări de debarasare și valorificare a echipamentelor și materialelor depozitate în aer liber sau în interiorul clădirilor existente ce urmează să fie demolate

lucrări de ecologizare a terenurilor unde s-au desființat rezervoare de produse combustibile nu sunt incluse în cheltuielile directe ale bugetului de proiect, ele rămân în sarcina beneficiarului. Pentru realizarea acestui obiect, echipamentele aferente CB vor fi instalate într-o clădire industrială cu mai multe secțiuni, compartimentată corespunzător: o cameră pentru instalarea echipamentelor termoenergetice principale, o cameră pentru instalarea unității de cogenerare cu gaz de biomasă, o cameră compartimentată pentru organizarea stației electrice și o hala de depozitare temporară a biomasei în care se regăsește buncărul de alimentare a gazeificatoarelor. Separat de această construcție, va fi amenajat un spațiu pentru stocarea biomasei în aer liber.

Infrastructura și suprastructura clădirilor (rezistență și arhitectură) vor fi proiectate în faza PT+DE, în conformitate cu normele, standardele și reglementările tehnice și legislative aplicabile. Clădirea va fi realizată în conformitate cu următoarele specificații:

• Tip: industrial

- Categorie de importanță:

Categoria de pericol de incendiu:

- Gradul de rezistență la foc:

Instalația de automatizare a acumulatorului de căldură va fi integrată în sistemul DCS / SCADA al noii surse.

Evacuarea puterii electrice se va realiza spre stația electrică SE prevăzută în cadrul noii surse.

Centrala CB va fi poziționată conform plan de amplasare propus. Condițiile de montaj ale echipamentelor asociate centralei CB vor respecta manualele de instalare ale producătorilor de echipament, fiind necesar să se prevadă spațiile de mentenanță specifică necesare. Realizarea construcțiilor și instalațiilor se va proiecta și executa în conformitate cu standardele, normele și reglementările tehnice și legislative aplicabile în vigoare la data realizării proiectării de detaliu / implementării.

5.3.3 Obiect 3 - CA : Instalație de producere a energiei termice cu cazane pe gaz

Notă 1: Acest obiect face subiectul Studiului de Fezabilitate „Implementare proiect la sursă CETH Arad - Secțiunea Lot l: Unitatea de producție energie termică cu cazane de apă fierbinte ” Notă 2: Cazonele de apă caldă /fierbinte vor fi întâlnite și sub abrevierea CA sau CAF iar cazonele de abur saturat vor fi întâlnite și sub abrevierea CAS.

5.3.3.1 Necesitate

Pentru acoperirea producției de energie termică sub formă de apă caldă / fierbinte la partea superioară a necesarului mediu și la vârful curbei de sarcină, respectiv pentru a permite în viitor utilizarea unor gaze cu potențial de emisie scăzută de CO2, precum hidrogenul verde, cu scopul de a îndeplini viitoarele cerințe privind eficiența energetică preconizate a se adopta la nivelul Uniunii Europene, au fost prevăzute în cadrul configurației noii centrale 4 (patru) cazane de apă caldă cu funcționare pe gaz natural, cu posibilitatea utilizării hidrogenului verde în amestec cu gazul natural

în proporție de până la 20-25%, având fiecare capacitatea termică nominală de MWt.

Având în vedere tehnologiile actuale avansate de ardere și de recuperare a căldurii de înaltă eficiență, randamentul termic al cazanelor va fi de minim 95%. La funcționarea pe gaz natural, factorul de emisie specifică de CO2 este sub pragul de 250 gCO2/kWh impus prin reglementările europene. Conținutul de hidrogen verde în amestec cu gazul natural poate crește prin upgradarea arzătoarelor în viitor, atunci când vor fi create premizele pentru utilizarea hidrogenului verde pe scară largă și cu costuri optime.

Astfel, noua sursă propusă este concepută pentru a asigura flexibilitatea la adaptările programatice pe care Uniunea Europeană dorește să le realizeze pentru trecerea la utilizarea unei energii cât mai curate și prietenoase cu mediul înconjurător, respectiv pentru asigurarea țintelor de eficiență energetică adoptate.

S©PROARCOR

CONSULTING

53.3.3 Descrierea soluției

Pentru asigurarea necesarului de energie termică pentru încălzire și preparare apă caldă de consum în cadrul SACET Arad, preponderent pentru regimul de vârf de sarcină dar și pentru acoperirea consumului mediu, sunt prevăzute 4 (patru) cazane de apă caldă de tip ignitubular, cu funcționare pe combustibil gaz natural, pregătite H2R, de capacitate termică egală de 25 MWt, împreună cu toate auxiliarele necesare.

Randamentul termic al cazanelor va fi de minim 95%, iar domeniul de reglaj al sarcinii termice a cazanelor de apă caldă va fi între 25 și 100%.

Toate cazanele vor fi fabricate de același producător.

Pentru cuplarea cazanelor în cadrul noii centrale, schema propusă prevede instalarea unor schimbătoare de căldură cu plăci pentru separarea circuitului de apă al cazanului de circuitul de apă de termoficare. Vor fi considerate câte 2 schimbătoare racordate în paralel din considerente de flexibilitate a configurației, respectiv câte 2 electropompe de circulație apă prin cazan, 1F+1R. Pentru protejarea cazanelor de apă caldă la temperatură scăzută pe intrarea cazanului sub o anumită valoare, este obligatorie adoptarea unei soluții de recirculare a apei pe cazan, cu ajutorul unui grup de două electropompe echipate fiecare cu câte un convertizor de frecvență. Intrările și ieșirile în/din cazane vor fi prevăzute cu vane de secționare. Cazanele vor fi prevăzute cu supape de siguranță la suprapresiune. Fiecare cazan va fi prevăzut cu sisteme de măsură a energiei termice și a gazului natural.

Toate echipamentele termo-energetice menționate împreună cu auxiliarele aferente într-o clădire tehnologică dedicată. Clădirea va asigura suprafața de explozie

fi instalate de

utilizare a gazului natural respectiv grilele de aspirație a aerului la cazane. Clădirea va fi dotată cu pod rulant acționat manual de la sol, dimensionat în funcție de piesa cea mai grea pe care trebuie să o ridice / manipuleze / transporte, respectiv în funcție de dimensiunile stabilite.

Cazanele propuse vor asigura temperatura agentului termic necesar în cadrul rețelei termice primare SACET, în conformitate cu curba de sarcină și cu diagrama de reglaj optim al temperaturii de operare tur/retur.

Cazanele de apă caldă vor fi alese astfel încât, pentru regimul normal de operare:

să asigure un ecart de temperatură de până la 50 grade Celsius între intrare (retur) și ieșire (tur);

- să producă la ieșire o apă fierbinte cu o temperatură maximă de până la 103 °C;
- să accepte la intrare o apă de retur cu o temperatură minimă de până la 50 °C.

Fiecare cazan de apă caldă va fi dotat cu tablou de automatizare propriu, fabricat de producătorul cazanului. Sistemul propriu de automatizare va acționa astfel încât să nu se permită intrarea apei reci de retur în ansamblul cazan + recuperator de căldură cu o temperatură mai mică de 50 °C. Ansamblul celor patru cazane de apă caldă va fi controlat prin intermediul unui tablou de automatizare de sistem fabricat și furnizat tot de producătorul cazanelor. Tablourile vor fi testate în fabrică, iar ansamblurile cazanelor, echipamentele și cablurile aferente vor fi verificate anterior punerii lor în operă (buletine de verificare).

Cazanele și arzătoarele propuse spre livrare sunt “H2-Ready”. întrucât există particularități cu privire la utilizarea hidrogenului, prezentăm în cele ce urmează care sunt condițiile cunoscute la acest moment:

Cazanele propuse sunt capabile să opereze, de la momentul achiziției, cu combustibil gazos de tip gaz natural, în componența căruia se poate regăsi un conținut de până la 20%vol hidrogen. Rampa de alimentare cu gaz natural este stabilită pentru alimentare cu gaz natural. La introducerea hidrogenului în amestec cu gazul natural într-un anumit procent, va fi necesară recalcularea rampei de gaz. Performanțele cazanului se vor modifica; spre exemplu, în cazul unui conținut de 20% H2 în gazul natural, temperatura minimă de retur va fi de cca. 55 °C în loc de 50 °C.

Cazanele propuse vor putea fi echipate în viitorul apropiat prin upgrade cu arzătoare care să permită utilizarea unui gaz natural în amestec cu un conținut mai ridicat de hidrogen de până la 100%. Performanțele cazanului se vor modifica pe măsură ce conținutul de hidrogen va crește. Informațiile privind calendarul de upgrade și costurile aferente vor fi disponibile la o dată ulterioară. Spre exemplu, pentru utilizarea cu hidrogen 100%, capacitatea termică a cazanului va scădea cu aproximativ 10%. în cazul în care se va dori păstrarea capacității de producere a cazanului aproximativ la aceeași valoare, va fi necesară realizarea recirculării gazelor de ardere către arzător. De asemenea, pentru un conținut de hidrogen peste 80%, temperatura minimă de retur trebuie să fie de 70°C iar temperatura minimă de tur trebuie să fie de 90°C. Totodată, vor fi necesare măsuri suplimentare de reducere a emisiilor NOx prezente în gazele de ardere.

Pentru trecerea la utilizarea hidrogenului după momentul implementării investiției, se va realiza în prealabil un proiect tehnic detaliat, iar costurile aferente vor fi cuantificate atunci.

Presiunea de alimentare cu combustibil gaz natural a rampelor incluse în furnitura cazanelor va fi de I...2 bar(g).

Soluția tehnică adoptată pentru evacuarea gazelor de ardere va lua în considerare temperatura punctului de rouă pe drumul gazelor de ardere spre gura de evacuare a coșului. Condensul format la

recuperarea căldurii din gazele de ardere generate de cazane va fi neutralizat neutralizare din cadrul stației existente de tratare chimică a apei.

Cazanele de apă caldă vor utiliza apă dedurizată în circuitul propriu, asigurată din stația de tratare chimică a apei.

Unitățile de degazare a apei de alimentare a cazanelor de abur vor fi alimentate cu apă demineralizată asigurată din cadrul stației de tratare chimică a apei.

Cazanele de apă caldă vor fi dotate fiecare cu coș de fum individual, de înălțime minim 25 m, care să asigure conformarea la condițiile tehnice ce vor fi stabilite în cadrul actului de reglementare ce va fi emis de APM Arad pentru faza de proiectare PT+DE.

Cazanele vor respecta condițiile de conformare a instalațiilor de ardere la limitele emisiilor poluante stabilite prin Legea 188/2018 (MCPD) și Legea 278/2013 (LCPD).

Nivelul maxim al zgomotului nu va depăși 85 dB(A) măsurat la 1,0 m distanță de agregat. Pentru alimentarea cu energie electrică a obiectului CA, se va realiza un racord dublu 0,4 kV la tabloul electric existent în cadrul blocului TP3. Pentru considerente de operare locală cu operator uman, se va organiza o cameră locală de control în care se va instala un sistem de conducere locală dotat cu interfață de comunicație de date pentru integrarea în sistemul de control distribuit DCS al noii centrale.

Cazanele de apă caldă CI, C2, C3, C4

Cazanele de apă caldă vor fi realizate în tehnologie ignitubulară, cu 3 drumuri de fum fără componente de obstrucționare a curgerii, cu distribuție uniformă a temperaturilor în interior, dotate cu recuperator de căldură din gazele de ardere, vane de reglaj și grupuri de pompare aferente, echipate cu toate echipamentele asociate de control, reglare și protecție (vane de reglaj, robineți de izolare, senzori de presiune, temperatură, nivel, presostate, termostate, comutatoare de nivel, etc). Cazanele vor fi construite pe cadru metalic suport amplasat pe amortizoare de zgomot, cu ușă frontală complet rabatabilă pe stânga sau pe dreapta căptușită cu material de izolare termică specială, dotate cu dispozitiv de curățare a țevilor de fum. Cazanele vor fi concepute pentru mentenanță cât mai scăzută, fără piese de uzură pe partea de gaze de ardere și apă.

Instalația de ardere a cazanelor de apă caldă va include arzătorul de gaz natural monobloc, H2R, cu modulare continuă, carcasat pentru zgomot redus, complet automatizat și echipat conform EN 676, inclusiv sondă de măsurare și modul de monitorizare conținut de oxigen în gazele de ardere, convertizor de frecvență pentru reglarea aerului de combustie. Rampa de alimentare cu gaz natural va include dispozitiv de închidere, filtru de gaz, regulator de presiune, supapă de închidere de siguranță, supapă de evacuare, manometru, compensator de montaj.

Cazanele de apă caldă vor include tablou propriu de alimentare și control, cu controller, cu ecran tactil de minim 8”, cu modul de achiziție și comunicație la distanță în scop de diagnoză, mentenanță, alarmare, evaluare și optimizare, cu interfață de comunicație digitală Modbus RTU sau TCP pentru schimbul de date cu sistemul de conducere al centralei (comenzi, ajustări set-point, monitorizare stări, mesaje de operare și mărimi măsurate/procesate). Se va include setul de cabluri de alimentare și semnal necesare. Tabloul de automatizare propriu cazanului va fi produs și testat de către producătorul cazanului, proiectat și instalat conform EN 50156-1, cu examinare CE de tip conform modulelor B+D conform Regulamentului 765/2008/CE și Directivei 95/2001/CE. Funcțiile tabloului de automatizare propriu cazanului vor include: controlul sarcinii, controlul sarcinii scăzute, controlul nivelului, contorizarea orelor de operare ale cazanului și arzătorului, contorizarea numărului de porniri, analiza, evaluarea și monitorizarea condițiilor de operare, afișarea pe ecran tactil a informațiilor și comenzilor de operare, vizualizarea semnalelor de funcționare/alarmă/defect, memorarea de istorice cu reperul de timp, monitorizarea eficienței și operării corecte, generarea de notificări pentru service.

Cazanele de apă caldă vor fi livrate de asemenea împreună cu un tablou de automatizare care să realizeze funcțiile de sistem ale grupului de cazane, inclusiv posibilitatea de a opera în cascadă. Acest tablou va fi asigurat de producătorul cazanelor, cu testare în fabrică.

Cazanele de apă caldă vor fi dotate cu contor de energie termică și contor de gaz

Construcția cazanelor va include toate izolațiile necesare, precum și toate platformele și scările metalice de acces la partea superioară.

In vederea asigurării serviciilor de garanție și mentenanță, se recomandă utilizarea serviciului de monitorizare și diagnoză de la distanță oferit de producătorul cazanelor.

Cazanul de abur CAS1

Cazanul de abur va fi realizat în tehnologie ignitubulară, cu 3 drumuri de fum, dotat cu recuperator de căldură din gazele de ardere și echipat cu toate echipamentele asociate de control, reglare și protecție (vane de reglaj, robineți de izolare, senzori de presiune, temperatură, nivel, presostate, termostate, comutatoare de nivel, senzor de conductivitate). Cazanul va fi construit pe cadru metalic suport amplasat pe amortizoare de zgomot, cu ușă frontală rabatabilă căptușită cu material de izolare termică specială, dotat cu dispozitiv de curățare a țevilor de fum.

Instalația de ardere a cazanului de abur va include arzătorul de gaz natural monobloc, H2R, cu modulare continuă, carcasat pentru zgomot redus, complet automatizat și echipat conform EN 676, inclusiv sondă de măsurare și modul de monitorizare conținut de oxigen în gazele de ardere, convertizor de frecvență pentru reglarea aerului de combustie. Rampa de alimentare cu gaz natural va include dispozitiv de închidere, filtru de gaz, regulator de presiune, supapă de închidere de siguranță, supapă de evacuare, manometru, compensator de montaj.

în furnitură se vor include expandorul și răcitorul apei de purjă, răcitoarele pentru prelevarea de probe apă, precum și coșul de fum cu structura de susținere aferentă.

Cazanul de abur va include tablou propriu de alimentare și control, cu controller, cu ecran tactil, cu modul de achiziție și comunicație la distanță în scop de diagnoză, mentenanță, alarmare, evaluare și optimizare, cu interfață de comunicație digitală Modbus RTU sau TCP pentru schimbul de date cu sistemul de conducere al centralei (comenzi, ajustări set-point, monitorizare stări, mesaje de operare și mărimi măsurate/procesate). Se va include setul de cabluri de alimentare și semnal necesare. Tabloul de automatizare propriu cazanului va fi produs și testat de către producătorul cazanului, proiectat și instalat conform EN 50156-1, cu examinare CE de tip conform modulelor B+D conform Regulamentului 765/2008/CE și Directivei 95/2001/CE. Funcțiile tabloului de automatizare propriu cazanului vor include: controlul sarcinii, controlul sarcinii scăzute, controlul nivelului, contorizarea orelor de operare ale cazanului și arzătorului, contorizarea numărului de porniri, analiza, evaluarea și monitorizarea condițiilor de operare, afișarea pe ecran tactil a informațiilor și comenzilor de operare, vizualizarea semnalelor de funcționare/alarmâ/defect, memorarea de istorice cu reperul de timp, monitorizarea eficienței și operării corecte, generarea de notificări pentru service, generarea de rapoarte.

Cazanul de abur va fi dotat cu contor de energie termică pentru abur și debitmetru pentru măsurarea apei de alimentare.

Construcția cazanului va include toate izolațiile necesare, precum și toate platformele și scările metalice de acces la partea superioară.

în vederea asigurării serviciilor de garanție și mentenanță, se recomandă utilizarea serviciului de monitorizare și diagnoză de la distanță oferit de producătorul cazanului.

Pentru operarea corespunzătoare a cazanului de abur va fi inclusă o unitate de degazare termică complet echipată și automatizată, de minim 10 m3, cu operare la o presiune de 1,2 bar(a) care să asigure o temperatură a apei de alimentare de minim 103°C. Conținutul de oxigen dizolvat în apa de alimentare la cazan nu va depăși valoarea de 0,05 mg/l. Carcasa degazorului și părțile interne vor fi din material oțel inoxidabil. Pentru finisarea degazării se va utiliza un sistem de dozare chimică de substanțe pentru eliminarea oxigenului. Vor fi incluse toate echipamentele asociate degazorului: supape de siguranță, vane de reglaj, robineți de izolare, clapete de sens, filtre de impurități, senzori

de presiune, temperatură, conductivitate, nivel. Unitatea va include grupul de pompe de alimen „ a cazanului, 2 x 100%, cu convertizoare de frecvență, precum și tabloul local de alimentar^^fQ..^-'^^ control, asigurat de către producătorul degazorului. Funcțiile tabloului de automatizare pj/$r instalației de degazare vor include: controlul nivelului, controlul pompelor, controlul te

rezervor și al apei la intrare, controlul dozării de chimicale, monitorizarea condițiilor de operare, afișarea pe ecran a informațiilor și comenzilor de operare, vizualizarea semnalelor de funcționare/alarmă/defect, interfață de comunicație digitală Modbus RTLJ sau TCP pentru schimbul de date cu sistemul de conducere al centralei.

Se recomandă achiziționarea degazorului împreună cu cazanul de abur, de la același producător.

5.33.4 Specificații tehnice privind combustibilul disponibil

- Tip combustibil:

Sursă:

Puterea calorifică inferioară, min ... max:

Puterea calorifică inferioară, referință:

Compoziția combustibilului:

Conținut minim de metan:

Presiune disponibilă la livrare:

- Temperatură de livrare:

5.33.5 Specificații tehnice principale

gaz natural

Delgaz Grid

10,0 ... 10,6 kWh/Nm3

10,0 kWh/Nm3

conform buletin de analiză, indicativ

90%

2 bar(g)

5 ... 25 °C

Performante orare (instantanee) pentru 1 cazan cu auxiliarele aferente

Condiții de referință:

Combustibil principal:

Combustibil alternativ:

ISO (15’C, 60%RH, 108 m dm) gaz natural 100% amestec de gaz natural și hidrogen verde (maxim 20%vol H2, în prezent)

Tehnologie:

Sarcina termică:

Căldură utilă în apă:

Randament termic cazan + recuperator căldură: Putere termică combustibil principal:

Debit combustibil principal, la PCI. info: Temperatură maximă apă tur (circuit termoficare): Temperatură minimă apă retur (circuit termoficare): Diferență admisibilă de temperatură tur/retur: Presiune maximă de lucru (circuit termoficare): Sarcina termică minimă:

Temperatură gaze de ardere la coș: Nivel de zgomot:

Emisii poluante pentru cazane pe gaz natural, limite conform IED:

cazan ignitubular

100% (nominal)

>25.000 kWt

> 95,0 %

26.315 kWf

2.632 Nm3/h

> 100°c

>50°C

50 °C

16 bar

< 25 %, sarcină modulantă

<120°C
< 85 dB(A) la 1 m

o o o o

Nivel emisie NOx la 3 % 02 în g.a. uscate:

Nivel emisie CO la 3 % 02 în g.a. uscate:

Nivel emisie SO2 la 3 % 02 în g.a. uscate:

Nivel emisie PM la 3 % 02 în g.a. uscate:

< 100

mg/Nm3 mg/Nm3 mg/Nm3 mg/Nm3

Emisii de gaze cu efect de seră (CO2):

Factor de emisie specifică de CO2: Disponibilitate anuală:

Standarde:

Conformitate:

EN 12953, EN 267, EN 676

ISO 9001, ISO 3834-2, ISO 14001, ISO 45001

CE, PED, LVD, EMCD, IED, MCPD

Performante orare (instantanee) pentru 4 unitâti cazane de apă caldă

Condiții de referință:

Combustibil principal:

ISO(15°C, 60%RH, 50mdm) gaz natural 100%

Sarcina termică:

4 x 100% (nominal) > 100.000 kWt > 95,0 % 105.260 kWf 10.526 Nm3/h 10.630 kg/h

Căldură utilă în apă:

Randament termic cazan + recuperator căldură:

Putere termică combustibil principal:

Debit combustibil principal, la PCI, info:

- Emisii de gaze cu efect de seră (CO2):

Performante orare (instantanee) pentru 1 cazan de abur cu auxiliare

Condiții de referință: ISO (I5°C, 60%RH, 50mdm)

Combustibil principal: gaz natural 100%

Combustibil alternativ: amestec de gaz natural și hidrogen verde

(maxim 20%vol H2, în prezent)

Tehnologie:	cazan ignitubular
Sarcina termică:	100% (nominal)
Capacitate de producere abur:	6 t/h
Presiune de lucru abur, saturat:	6 bar(g)
Temperatură de alimentare cu apă, saturat:	103 ... 105°C
Randament termic cazan:	> 95,0 %
Putere termică combustibil principal:	3.880 kWf
Debit combustibil principal, la PCI, info:	388 Nm3/h
Sarcina termică minimă:	< 50 %, sarcină modulantă
Presiune de lucru abur, maxim posibil:	10 bar(g)
Temperatură gaze de ardere la coș:	< 120 °C
Temperatură de alimentare cu apă demineralizată:	20 ^aC
Nivel de zgomot:	< 85 dB(A) la 1 m

Emisii poluante pentru cazane pe gaz natural, limite conform MCPD:

o Nivel emisie NOx la 3 % 02 în g.a. uscate:	< 100 mg/Nm3
o Nivel emisie CO la 3 % 02 în g.a. uscate:	< 100 mg/Nm3
o Nivel emisie SO2 la 3 % 02 în g.a. uscate:	n/a mg/Nm3
o Nivel emisie PM la 3 % 02 în g.a. uscate:	n/a mg/Nm3
n/a = neaplicabil Emisii de gaze cu efect de seră (CO2):	784 kg/h
Factor de emisie specifică de CO2:	213gCO2/kWh
Disponibilitate anuală:	> 92 %

Standarde: EN 12953, EN 267, EN 676

Conformitate: ISO 9001, ISO 3834-2, ISO 14001, ISO 45001

CE, PED, LVD, EMCD, IED, MCPD

Schimbătoare de căldură aferente cazanelor de apă caldă

Cantitate:

Tehnologie:

Capacitate termică: Diferență de temperatură: Cădere de presiune: Presiune de lucru: Material plăci: Conformitate:

8 buc.

cu plăci, demontabil

13 MWt
<3 K
< 0,55 bar

PN16

oțel inoxidabil AISI 316L

ISO 9001, ISO 14001, CE, PED

Electropompe de circulație aferente cazanelor de apă caldă

Cantitate:

- Tehnologie:
centrifugale
- > 273 m3/h
<27mH2O
- >130 °C
PN10

400 Vca

cu convertizor de frecvență tablou de alimentare și comanda da

ISO 9001, ISO 14001,

CE, PED, LVD, EMCD
- Capacitate debit: înălțime de pompare:
- Temperatură de lucru:

Presiune de lucru:

- Tensiune de alimentare motor:
- Mod de control:

Control local:

- Control Ia distanță:

Conformitate:

5.3.3.6 Scopul de furnizare necesar

Obiectul CA va include următoarele elemente:

- 4 cazane ignitubulare de apă caldă, cu gaze, H2R, împreună fiecare cu auxiliarele aferente

o Grup de pompe de protecție pentru recircularea apei la cazan

o Grup de pompe de circulație apă prin circuitul cazanului

o Vas de expansiune

o Set schimbătoare de căldură pentru separarea circuitului de termoficare

o Contor de energie termică pe circuitul secundar al schimbătoarelor

o Contor de gaz natural pe circuitul rampei de alimentare

o Set de echipamente și materiale pentru circulație, izolare, protecție, măsură și control (vane, acționări, supape, robineți, manometre, termometre, senzori de presiune-temperatură-nivel, armături, conducte)

o Coș de fum

1 cazan ignitubulare de abur saturat, cu gaze, H2R, împreună fiecare cu auxiliarele aferente:

o Degazor termic pentru tratarea apei de alimentare cazan, complet echipat și automatizat

o Grup de pompe de alimentare cazan cu apă degazată

o Schimbător de căldură pentru preîncălzire apă alimentare degazor

o Sistem de dozare chimică pentru finisare conținut de oxigen

o Sistem de recuperare condens (rezervor, grup de pompare)

o Contor de energie termică pentru abur

o Contor de gaz natural pe circuitul rampelor de alimentare (comun)

o Coș de fum

Setul de echipamente pentru circulație, izolare, protecție, măsură și control (vane, acționări, supape, robineți, manometre, termometre, senzori de presiune-temperatură-nivel, armături)

Pod rulant

Sistem de alimentare electrică și control pentru realizarea automată a specifice cazane lor

o Tablou electric general de distribuție cu AAR

o Sursă UPS

o Tablou de automatizare și control cu PLC, I/O. HMI. COM

o Stație de operare PC complet echipată

o Aplicații software aferente

Piesele de schimb cu uzură sau recomandate în perioada de garanție

Modulul de pompare necesar în cadrul STCA, dacă este cazul, va include următoarele elemente:

o Electropompele de transfer al apei dedurizate către degazorul pentru apa de termoficare, complet asamblate (pompă, motor, cuplaj, cadru metalic)

o Convertizoare de frecvență (VFD) pentru fiecare electropompă cu controller propriu și consolă de operare, cu interfață de comunicație la distanță cu sistemul de automatizare și conducere DCS/SCADA

o Setul de echipamente și materiale asociate pentru circulație, izolare, protecție, măsură și control (vane, acționări, clapete de sens, supape, robineți, manometre, termometre, senzori de presiune-temperatură-nivel, debitmetru/contor de apa, filtru, armături, conducte)

o Sistem de alimentare și automatizare pentru realizarea automată a tuturor funcțiunilor specifice modulului de pompare

Următoarele lucrări și servicii au fost considerate în cadrul realizării acestui obiect:

- Lucrări de construcții și instalații aferente clădirii cazanelor - terasamente, rezistență, arhitectură, instalații, procurări materiale (fundație, clădire industrială, trotuare, instalații de legare la pământ și paratrăsnet la coșurile de fum, prize, iluminat interior și exterior, balizaj la coșurile de fum, ventilație, încălzire, climatizare aer, evacuare fum, detecție și semnalizare incendiu, stingere incendiu, supraveghere video, telecomunicații, spălare cu apă municipală, evacuare ape uzate convențional curate, scurgeri pentru ape meteorice)

Dotări (PSI, mobilier cameră locală)

- Lucrări de montaj echipamente asociate cazanelor, inclusiv structuri metalice de acces și de susținere necesare pentru operare și mentenanță
- Procurare și montaj conducte și cabluri, inclusiv materiale asociate

Lucrări de realizare a protecțiilor anti-corozive

- Lucrări de realizare a izolațiilor termice la echipamente și conductele

Teste, probe și punere în funcțiune

5.3.3.7 Livrare

Termenul de livrare pentru un cazan de apă caldă este în medie de 6-7 luni de la data comenzii. Se va considera că primele două cazane pot fi livrate în cca. 7 luni de la comandă, iar următoarele două cazane vor sosi în amplasament la interval de 1 lună.

5.3.3.8 Construire și montaj

Notă: Următoarele lucrări:

lucrări de debarasare și valorificare a echipamentelor și materialelor depozitate în aer liber sau în interiorul clădirilor existente ce urmează să fie demolate

lucrări de golire, curățire și valorificare sau neutralizare a uleiurilor și produselor petroji (păcură, benzină, motorină, CLU) încărcate în rezervoare / cisterne, echipamente și tehnologice existente care urmează să fie dezafectate / demolate / demontate lucrări de ecologizare a terenurilor unde s-au desființat rezervoare de produse co

STUDIU DE FEZABILITATE

Sursă de producere a energiei termice ți electrice prin cogenerare de înaltă eficiență

Implementare proiect Ia sursă CETH Arad

nu sunt incluse în cheltuielile directe ale bugetului de proiect, ele rămân în sarcina beneficiarului. Cazanele și auxiliarele acestora vor fi instalate într-o clădire industrială cu amprenta necesară. Infrastructura și suprastructura clădirii (rezistență și arhitectură) vor fi proiectate în faza PT+DE corespunzător cu echipamentele stabilite, în conformitate cu normele, standardele și reglementările tehnice și legislative aplicabile.

Clădirea va fi realizată în conformitate cu următoarele specificații:

Tip: industrial

Categorie de importanță:

Categoria de pericol de incendiu:

Gradul de rezistență la foc:

Sistemul de automatizare a cazanelor va fi integrat în sistemul de conducere și control distribuit DCS / SCADA al noii surse. Pentru operarea cazanelor, reglementările impun personal permanent în cadrul clădirii. Din acest motiv, clădirea va include o cameră locală de operare și control dedicată.

Alimentarea cu energie electrică se va realiza din cadrul stației electrice existente TP3 6/0,4 kV. Construcția TP3 va fi păstrată în cadrul configurației noii centrale. Vor fi prevăzute măsuri de reabilitare a construcției TP3 în măsura în care acestea se vor impune ca fiind necesare după realizarea obiectelor 1 și 3. De asemenea, racordurile electrice între TP3 și stația electrică SE 6 kV servicii interne nr. 2 se vor păstra operaționale.

Clădirea cazanelor este amplasată optim în raport cu celelalte obiecte ale noii centrale. Spațiul indicat în cadrul planului de amplasare este obligatoriu (nu poate fi depășit), acesta incluzând și trotuarul aferent clădirii. Condițiile de montaj ale echipamentelor asociate vor respecta manualele de instalare ale producătorilor de echipament, fiind necesar să se prevadă spațiile de mentenanță specifică necesare. Realizarea construcțiilor și instalațiilor se va proiecta și executa în conformitate cu standardele, normele și reglementările tehnice și legislative aplicabile în vigoare la data realizării proiectării la faza PT+DE.

5.33.9 Racorduri necesare

Pentru operaționalizarea obiectului nr. 3 într-o primă etapă de realizare a investiției, sunt prevăzute în cadrul acestuia și necesitățile de racordare astfel încât la finalizare să fie posibilă punerea în funcțiune independent de restul obiectelor cuprinse în cadrul investiției.

Toate racordurile necesare obiectului nr. 3 sunt prevăzute a se realiza în interiorul incintei CETH, la instalațiile și rețelele tehnologice existente. Lucrările respective vor fi corelate cu necesarul de lucrări aferente celorlalte obiecte.

a) Pentru alimentarea cu gaz natural se va realiza un racord la conducta existentă de utilizare a gazelor naturale din proximitatea amplasamentului.
b) Pentru alimentarea cu energie electrică a tabloului de alimentare cazane prevăzut, se va realiza un racord electric de 0,4 kV la tabloul TP4 existent în proximitatea amplasamentului.
c) Pentru livrarea agentului termic primar produs de cazane se va realiza un racord la magistralele de livrare tur/retur a agentului termic existente în proximitatea amplasamentului. Racordul se va proiecta și realiza luând în considerare și necesitățile de racordare ale celorlalte obiecte (MT, CB, AC, SP).
d) Pentru completarea agentului termic primar cu apă de adaos în cadrul SACET se vor utiliza degazorul de termoficare și grupul de pompe de apă de adaos existente în cadrul clădirii/sălii mașinilor. Se va realiza un racord de alimentare cu abur pentru degazare.
e) Pentru asigurarea evacuării apelor uzate tehnologice, se va realiza un racord de desț apei uzate (condens, ape uzate convențional curate) către rezervorul de apă uzată prev^Win căitul

STCA.

f) Pentru asigurarea evacuării apelor uzate menajere este prevăzuta o soluție cu vidanja.
g) Pentru asigurarea alimentării cu apă de stingere a incendiului se realizează un racord la stația existentă SPS1, formată din rezervor de stocare apă de 300 m3 și un grup de pompare adecvat.
h) Pentru asigurarea alimentării cu apă potabilă se va realiza un racord intern la rețeaua de apă potabilă existentă în incinta CETH.
i) Pentru alimentarea cu apă tratată (apă dedurizată, respectiv apă demineralizată) se vor realiza racordurile necesare la stația existentă de tratare chimică a apei (STCA) din incinta CETH. Acest racord va fi dimensionat astfel încât să asigure și racordarea ulterioară a celorlalte obiecte (MT, CB) în vederea alimentării cu apă tratată.

în prealabil, s-au verificat condițiile tehnice de furnizare a apei din cadrul ST iar concluzia este posibilitatea de a utiliza acest sistem existent pentru alimentarea cazanelor. Eventualele eforturi de modernizare a acestui obiect, posibil necesare, nu sunt cuprinse în cadrul bugetului proiectului de investiție.

Pentru alimentarea noii centrale cu apă tratată, sunt necesare două sortimente de apă:

- apă dedurizată, necesară în primul rând pentru umplerea / completarea rețelei de termoficare în scopul compensării pierderilor existente în rețeaua de transport și în rețelele de distribuție aferente punctelor termice centrale, precum și pentru umplerea / completarea circuitelor interne ale noii centrale (circuitele termice proprii cazanelor și motoarelor), după caz
- apă demineralizată, necesară pentru alimentarea cu apă a cazanelor generatoare de abur produs pentru degazare, precum și pentru umplerea / completarea circuitelor interne ale noii centrale (circuitele termice proprii cazanelor și motoarelor), după caz

Stația existentă de tratare apă STCA va asigura debitele de apă dedurizată și apă demineralizată necesare noii centrale.

Pentru preluarea apei dedurizate din STCA, este necesară realizarea unui grup (modul) de pompare 1F+1R racordat la unul din rezervoarele de stocare a apei de adaos produse. Grupul de pompare va fi amplasat în interiorul clădirii STCA existente. Grupul va funcționa automat, funcționalități le fiind realizate prin intermediul unui tablou electric local de alimentare și control. Alimentarea modulului de pompare se va realiza local din cel mai apropiat tablou general de distribuție din cadrul clădirii STCA. Automatizarea modulului va putea opera independent, vor fi incluse toate instrumentele de măsură și contorizare necesare (debit, presiune, temperatură, nivel). Controllerul de automatizare va deține interfață de comunicație pentru conectarea în cadrul sistemului de automatizare și conducere. Datele măsurate și contorizate vor fi preluate în cadrul tabloului local de control prevăzut.

Pentru preluarea apei demineralizate din STCA, având în vedere volumul de apă mai mic necesar, s-a prevăzut racordarea la o conductă aflată sub presiune, realizată de un sistem de pompare existent la nivelul STCA. Ca atare, s-a prevăzut doar un sistem de măsură și contorizare adecvat (debit, presiune, temperatură), datele fiind prevăzute a se prelua la nivelul tabloului local de control prevăzut.

Calitatea apei tratate livrate către noua centrală va respecta următoarele cerințe:

apă dedurizată:

Duritate totală:

_PH Ia 25°C:

Fe:

Uleiuri:

Aspect:

< 0,05 mval/l

8,5 ... 9,5 < 0,5 mg/l lipsă

limpede, incolor

9® PROARCOR

CONSULTING

apă demineralizată:

duritate totală: < 0,05 mval/l

pH: > 9,2

Conductivitate: 5 ... 7 țiS/cm

Fe: < 0.3 mg/l

SiO2: <0,2 mg/l

Substanțe organice (KMnO4): < 10 mg/l Uleiuri: lipsă

Aspect: limpede, incolor

Capacitatea de livrare a apei tratate va fi:

- apă dedurizată:

cca. 100 m3/h

cca. 25 m3/h

- apă demineralizată:

Schema de proces evidențiază modul de racordare a noii surse la STCA.

STCA

Specificații tehnice principale pentru instalația de preluare a apei tratate:

Număr electropompe:

- Tip: Fluid:
- Capacitatea de pompare: înălțimea de pompare: Tensiune de alimentare:

Clasă de eficiență motor Nivel de zgomot:

- Control:

Sistem de control:

3 buc.

centrifugală apă dedurizată > 50 m3.h

> 30 m H2O

400 Vca

minim IE3

< 85 dB(A) la 1 m

cu convertizoare de frecvență automatizare proprie cu controller liber pentru monitorizare și control de la distanță prin intermediul unui sistem distribuit (DCS)

programabil PLC. consolă locală HMI și interfață

- Conformitate: ISO 9001, ISO 14001, CE, PED, EMCD, LVD

Modulul de pompare și contoarele aferente vor fi amplasate în interiorul clădirii STCA existente. Locația exactă și condițiile de execuție a lucrărilor C+M vor fi definitivate la faza de proiectare PT+DE, cu respectarea normelor, standardelor și reglementărilor tehnice și legislative aplicabile. Instalația de automatizare a modulului de pompare va fi integrată în sistemul DCS/SCADA a noii centrale. Legătura cu DCS se va realiza prin cablu cu fibră optică. Instalația electrică de alimentare cu energie electrică a modulului de pompare se va realiza în cadrul clădirii STCA din cel mai apropiat tablou de distribuție existent.

5.3.4 Obiect 4 - AC : Acumulator de căldură

5.3.4.1 Necesitate

Stocarea căldurii permite operarea instalației de cogenerare propuse la capacitatea maximă pentru o perioadă de timp determinată, în perioade cu consum de energie termică mai redus, fără a fi necesară modularea permanentă a sarcinii termice. Totodată, se maximizează producția de energie electrică la eficiența maximă posibilă pentru punctul nominal de funcționare. In consecință, decuplarea dintre generarea și cererea de căldură este deosebit de utilă în cazul unei centrale de cogenerare asigurând astfel o funcționare flexibilă și o fiabilitate mai ridicată a acestora,

5.3.4.2 Descrierea soluției

Un acumulator de căldură permite funcționarea instalației de cogenerare într-un mod optimizat pentru piața de energie electrică, fiind posibila astfel maximizarea veniturilor din vânzarea energiei electrice inclusiv prin asigurarea serviciilor de sistem, fără a afecta asigurarea căldurii necesare în cadrul SACET.

Prin operarea optimă a acumulatorului de căldură este evitată funcționarea unității de cogenerare la sarcina parțială asigurându-se folosirea motoarelor continuu la sarcina nominală cu randament maxim și ore de funcționare minime. în acest fel se prelungește durata de viață concomitent cu reducerea costurilor de mentenanță.

Cu subprodusele de energie electrică și energie termică, avem două piețe diferite care au prețuri independente și au diferite curbe de cerere.

De exemplu atunci când pe piață energia electrică se tranzacționează la prețuri mari și cererea de energie termică este scăzută (de regulă în perioadele de tranziție între sezoane) centrala de cogenerare poate evacua puterea electrică în SEN în timp ce căldura generată simultan este stocată în acumulatorul de căldură. Centrala de cogenerare poate sta în așteptare atunci când prețul de piață al energiei electrice este scăzut, necesarul de căldură fiind acoperit din acumulator până când se epuizează agentul termic la parametrii de furnizare corespunzători.

Stocarea zilnică a agentului termic în acumulator este de asemenea o posibilitate de utilizare în cadrul centralei de cogenerare. Astfel, energia termică stocată poate fi distribuită uniform pe intervalul a 24 ore asigurându-se astfel posibilitatea unei prognoze foarte precise de operare a unităților de producere a energiei termice. Se asigură astfel o reacție rapidă de adaptare la variații ale necesarului de consum de energie termică în rețea.

Se va asigura un nivel constant în rezervor. încărcarea se va realiza prin introducerea apei calde prin difuzorul superior, concomitent cu extragerea apei reci prin difuzorul inferior. Descărcarea,H<jj realiza prin extragerea apei calde prin difuzorul superior, concomitent cu introducerea apwQtf

difuzorul inferior. Rezervorul va fi dotat cu sistem de preaplin. Pentru controlul temperaturii în rezervor și al separației între partea caldă și partea rece se vor utiliza traductori specifici imersați.

Acumulatorul de căldură poate asigura și alte funcții pentru SACET, precum menținerea presiunii în sistem, umplerea rețelei în cazul unei avarii, completarea cu apă de adaos atunci când sistemul de producere a apei de adaos / degazare este indisponibil, sau înmagazinarea căldurii înainte de o oprire programată a centralei. Prin intermediul unui sistem de automatizare adecvat, încărcarea și descărcarea sunt posibile cu un minim de efort și grad maxim de control.

AC - acumulator de căalură

TF = tablou Torta (tablou de alimentare)

TA - tablou de automatizare / control

VFD ^_ convertizor de frecvență

EPD = Grup pompe de descărcare acumulator

EPI “ Grup pompe de încărcare acumulator

EPI = Grup pompe amestec

5.3.4.4 Specificații tehnice principale Acumulator de căldură:

Capacitatea minima de stocare:

Volum brut:

Volum util:

Temperatură maximă de lucru:

> 300 MWh > 9.500 m3

> 8.500 m3 100 °C

Temperatură de referință apă caldă: 95 °C

Autonomie de operare la sarcina nominală a motoarelor: > 8 ore

Tip:

Formă:

Diametru rezervor;

Material de construcție:

Izolație termică:

Protecție anti-corozivă:

Acces:

Sistem de încărcare/descărcare:

Sisteme de protecție necesare:

rezervor închis, atmosferic

cilindrică

estimativ 23 .. 25 m

tablă de oțel, cu grosime și calitate adecvate necesară, X. = 0,042 W/m.K necesară

la exterior și la interior

automat

Ia suprapresiune, infiltrare oxigen, îngheț, sens curgere

Sistem de control:

Conformitate:

automatizare proprie cu controller liber programabil PLC, consolă locală HMI și interfață pentru monitorizare și control de la distanță prin intermediul unui sistem distribuit (DCS) ISO 9001, ISO 3834-2, ISO 14001, ISO 45001

Electropompe de încârcare/descărcare:

- Număr electropompe:
- Tip:

Fluid:

- Capacitatea de pompare: înălțimea de pompare:
- Temperatura maximă de lucru:
- Presiune maximă de lucru:

Tensiune de alimentare:

4 buc.

centrifugală

apă de termoficare

1 .000 m3/h

> 130 m H2O (2 buc), > 65 m H2O (2 buc)
>130°C

16 bar

400 Vca

5.3.4.5 Scopul de furnizare necesar

Acumulatorul de căldură va include următoarele elemente:

Rezervorul de stocare a agentului termic (AC)

Setul de echipamente pentru circulație, izolare, protecție, măsură și control (vane, acționări, supape, robineți, manometre, termometre, senzori de presiune-temperatură-nivel, armături)

* Grupuri de electropompele pentru încărcare și descărcare, echipate cu convertizoare de frecvență

Grup de electropompe de amestec, dotate cu convertizoare de frecvență, pentru protejarea anti-îngheț

Sistem de producere a aerului instrumental necesar

Sistem de protecție la infiltrarea oxigenului în rezervor

- Sistem de alimentare și automatizare pentru realizarea automată a tuturor funcțiunilor specifice acumulatorului
- Piesele de schimb cu uzură sau recomandate în perioada de garanție

Următoarele lucrări și servicii au fost considerate în cadrul realizării acestui obiect:

Lucrări de construcții și instalații aferente acumulatorului de căldură - terasamente, rezistență, arhitectură, instalații, procurări materiale (fundație, instalație de legare la pământ și paratrăsnet, scurgeri, iluminat exterior, balizaj, etc.)

Lucrări de construcții și instalații aferente clădirii stației de pompe aferentă acumulatorului de căldură - terasamente, rezistență, arhitectură, instalații (fundație, clădire industrială, trotuare, instalații de legare la pământ și paratrăsnet, prize, iluminat interior și exterior, ventilație, încălzire, climatizare aer. evacuare fum, detecție și semnalizare incendiu, supraveghere video, telecomunicații, spălare cu apă municipală, evacuare ape uzate convențional curate, scurgeri pentru ape meteorice)

- Lucrări de construire și montaj acumulator căldură, inclusiv structura de acces la nivelul superior și racordurile principale, formată din scări, trepte, balustrade, elemente de protecție

Lucrări de realizare a protecțiilor anti-corozive

Lucrări de realizare a izolațiilor termice la acumulator, echipamente asociate și cond

53.4.6 Construire și montaj

Notă: Următoarele lucrări:

lucrări de debarasare și valorificare a echipamentelor și materialelor depozitate în aer liber sau în interiorul clădirilor existente ce urmează să fie demolate

lucrări de ecologizare a terenurilor unde s-au desființat rezervoare de produse combustibile nu sunt incluse în cheltuielile directe ale bugetului de proiect, ele rămân în sarcina beneficiarului. Pentru construirea acumulatorului în amplasament, este necesară realizarea unei fundații din beton armat, atent proiectată. Construirea se va realiza de o companie cu experiență în rezervoare industriale de mare capacitate, prin aplicarea unei proceduri speciale și a unor utilaje care să determine un timp și cost optim de execuție. După ridicarea structurilor metalice, sudarea panourilor, testarea/verificarea sudurilor, realizarea probelor hidraulice, se trece la realizarea izolației termice cu panouri prefabricate acoperite cu tablă protejată. Echipamentele asociate acumulatorului precum pompele, tablourile și convertizoarele de frecvență se vor instala într-o clădire dedicată aflată în apropierea acestuia, proiectată corespunzător reglementărilor aplicabile. Pentru operare, nu este necesar personal permanent în cadrul clădirii.

Stația de pompare aferentă acumulatorului va fi realizată în cadrul clădirii SP (obiect nr. 5).

Instalația de automatizare a acumulatorului de căldură va fi integrată în sistemul DCS / SCADA al noii surse.

Alimentarea cu energie electrică se va realiza din cadrul stației electrice prevăzute în cadrul noii surse.

Acumulatorul de căldură va fi poziționat conform planului de amplasare propus. Condițiile de montaj ale echipamentelor asociate acumulatorului vor respecta manualele de instalare ale producătorilor de echipament, fiind necesar să se prevadă spațiile de mentenanță specifică necesare. Realizarea construcțiilor și instalațiilor se va proiecta și executa în conformitate cu standardele, normele și reglementările tehnice și legislative aplicabile în vigoare la data realizării proiectării de detaliu / implementării.

53.5 Obiect 5 - SP : Stație de pompare agent termic

53.5.1 Necesitate

Pentru implementarea unei centrale de cogenerare complete, este necesară realizarea unui siste nou de pompare a agentului termic care să asigure circulația acestuia prin echipamentele te energetice și livrarea în rețeaua SACET.

53.5.2 Descrierea soluției

Stația de pompare va asigura debitul și presiunea necesară în circuitul de termoficare, fi dimensionată să livreze agentul de termoficare către punctele termice, modulele termice consumatorii racordați la rețeaua termică primară. Pentru stabilirea optimă a debitului se vo un număr de 4 (patru) electropompe centrifugale, echipate cu convertizoare de frecvență (VFD), astfel încât să se asigure atât debitul maxim necesar din sezonul rece cât și debitul minim posibil în sezonul cald. Sistemul va funcționa automat în funcție de presiunea și de consumul din rețea. în acest sens vor fi incluse toate echipamentele de măsură, control și protecție specifice acestui obiect, în funcție de amplasarea stației de pompare în raport cu celelalte obiecte ale centralei, sistemul de alimentare va presupune realizarea unei camere electrice în care se vor instala două transformatoare auxiliare 10,5/0,4kV de capacitate adecvată, pe lângă tabloul de alimentare și control TF+TA aferent acestui obiectiv. Convertizoarele de frecvență vor asigura bypass pentru conectarea directă a motoarelor pompelor la sursa de alimentare.

Schema de principiu de mai jos evidențiază integrarea acestui obiect cu celelalte obiecte tehnologice. SP va fi proiectată să opereze eficient și adaptat la orice sarcina de consum și orice condiții de anotimp / sezon. SP va fi amplasată pe circuitul retur al sursei, asigurând circulația prin instalațiile de producere a energiei termice (MT, CA, CB, AC).

S.3.5.3 Schemă de proces:
5.3.5.4 Specificații tehnice principale

Număr electropompe: - Tip:

4 buc.

centrifugală

STUDIU DE FEZABILITATE

Sursă de producere a energiei termice ți electrice d®®PROAF

prin cogenerare de înaltă eficiență CONSULTING

Implementare proiect Ia sursă CETH Arad

Fluid:	apă de termoficare
Capacitatea de pompare: înălțimea de pompare:	> 1.000 m3/h > 110 m H2O
Temperatura maximă de lucru:	> 130 °C
Presiune maximă de lucru:	16 bar
- Tensiune de alimentare:	400 Vca
Putere electrică consumată:	<450 kW
Clasă de eficiență motor:	minim IE3
Nivel de zgomot:	< 85 dB(A) la 1 m de agregat
- Sisteme de protecție:	la supra-presiune, sens de curgere, vibrație
Control:	cu convertizoare de frecvență
Sistem de control:	automatizare proprie cu controller liber programabil PLC, consolă locală HMI și interfață pentru monitorizare și control de la distanță prin intermediul unui sistem distribuit (DCS)
Conformitate:	ISO 9001, ISO 14001, CE, PED, EMCD, LVD

5.3.5.5 Scopul de furnizare necesar:

Stația de pompare SP va include următoarele elemente:

- Electropompele de circulație a apei de termoficare complet asamblate (pompă, motor, cuplaj, cadru metalic)

Convertizoare de frecvență (VFD) pentru fiecare electropompă cu controller propriu programabil și consolă de operare, cu interfață de comunicație la distanță cu sistemul de automatizare și conducere DCS/SCADA

Setul de echipamente și materiale asociate pentru circulație, izolare, protecție, măsură și control (vane, acționări, clapete de sens, supape, robineți, manometre, termometre, senzori de presiune-temperatură, contor de energie termică, filtru duplex, armături, conducte)

Sistem de alimentare și automatizare pentru realizarea automată a tuturor funcțiunilor specifice stației de pompare

Piesele de schimb cu uzură sau recomandate în perioada de garanție

Următoarele lucrări și servicii au fost considerate în cadrul realizării acestui obiect:

Lucrări de construcții și instalații aferente clădirii stației de pompare - terasamente, rezistență, arhitectură, instalații, procurări materiale (fundație, clădire industrială, trotuare, instalații de legare la pământ și paratrăsnet, prize, iluminat interior și exterior, ventilație, încălzire, climatizare aer, evacuare fum, detecție și semnalizare incendiu, supraveghere video, telecomunicații, spălare cu apă municipală, evacuare ape uzate convențional curate, scurgeri pentru ape meteorice)

Lucrări de montaj echipamente asociate stației de pompare, inclusiv structuri metalice de acces și de susținere necesare pentru operare și mentenanță

Lucrări de realizare a protecțiilor anti-corozive

Lucrări de realizare a izolațiilor termice la echipamente și conductele

STUDIU DE FEZABILITATE

Sursă de producere a energici termice și electrice prin cogenerare de înaltă eficiență

<4 3© PROARCOR

Implementare proiect la sursă CETH Arad

53.5.6 Construire și montaj:

Notă: Următoarele lucrări:

lucrări de debarasare și valorificare a echipamentelor și materialelor depozitate în aer liber sau în interiorul clădirilor existente ce urmează să fie demolate

lucrări de ecologizare a terenurilor unde s-au desființat rezervoare de produse combustibile nu sunt incluse în cheltuielile directe ale bugetului de proiect, ele rămân în sarcina beneficiarului. Stația de pompare va fi realizată într-o clădire industrială cu amprenta necesară. Clădirea SP va include și electropompele aferente acumulatorului de căldură. Infrastructura și suprastructura clădirii (rezistență și arhitectură) vor fi proiectate în faza PT+DE corespunzător cu echipamentele stabilite, în conformitate cu normele, standardele și reglementările tehnice și legislative aplicabile.

Clădirea va fi realizată în conformitate cu următoarele specificații:

- Tip: industrial

Categorie de importanță:

- Categoria de pericol de incendiu:

- Gradul de rezistență la foc:

Instalația de automatizare a stației de pompare va fi integrată în sistemul DCS / SCADA al noii surse. Pentru operare, nu este necesar personal permanent în cadrul clădirii.

Alimentarea cu energie electrică se va realiza din cadrul stației electrice prevăzute în cadrul noii surse (obiect nr. 7).

Stația de pompare va fi poziționată conform planului de amplasare propus. Condițiile de montaj ale echipamentelor asociate vor respecta manualele de instalare ale producătorilor de echipament, fiind necesar să se prevadă spațiile de mentenanță specifică necesare. Realizarea construcțiilor și instalațiilor se va proiecta și executa în conformitate cu standardele, normele și reglementările tehnice și legislative aplicabile în vigoare la data realizării proiectării de detaliu / implementării.

5.3.6 Obiect 6 — DT : Degazor termic pentru apă de termoficare

53.6.1 Necesitate

Degazarea apei de termoficare vehiculată prin rețeaua termică primară joacă un rol esențial în exploatarea corespunzătoare a SACET pe termen lung. Pentru protejarea rețelelor termice, apa de termoficare trebuie să fie menținută Ia o anumită calitate, de natură să nu afecteze integritatea fizică a conductelor rețelei prin coroziuni, depuneri, colmatări. Prin urmare, în cadrul configurațieipd^^ centrale este prevăzută funcția de sistem degazor care să asigure tratarea necesarului de apM&A^^-adaos actual.

53.6.2 Descrierea soluției

Conform prescripțiilor tehnice aplicabile în domeniu, calitatea apei de termoficare și a apqd^adaos care se introduce în returul rețelei SACET trebuie să respecte următoarele cerințe:

apă termoficare; Duritate totală: Oxigen dizolvat: pH la25°C: Fe: Suspensii: Uleiuri:

< 0,05 mval/l
< 0,05 mg/1

8,5 ...9,5

< 0,5 mg/1 lipsă

lipsă

limpede, incolor

Aspect:

Pentru asigurarea acestei ape de termoficare, se utilizează un degazor termic existent și un grup de electropompe de livrare a apei de adaos, localizate în cadrul clădirii / sălii mașinilor în proximitatea cazanelor de abur CAI 6 și CAI 7. Degazorul existent necesită reabilitare și echipare cu toate dispozitivele de izolare, măsură, control și automatizare necesare. Degazorul va asigura un debit degazat de 100 m3/h. Grupul de pompare a apei de adaos este format din 4 (patru) electropompe tip CR80A cu debit nominal de 45 m3/h și înălțime de pompare 20 m H2O, alimentate din tablou local. Grupul de pompe va fi prevăzut cu tablou electric nou de alimentare și control echipat cu convertizoare de frecvență, dotat cu interfață de comunicație la distanță cu sistemul de conducere al noii centrale.

Degazorul va fi alimentat continuu cu apă dedurizată din cadrul stației de tratare a apei STCA, prin intermediul unui modul de pompare prevăzut în cadrul obiectului nr. 3. Apa va fi degazată (eliminarea oxigenului dizolvat) prin procedeu termic. Totodată, ansamblul degazor reabilitat va fi prevăzut și cu o treaptă chimică de degazare, în vederea finisării corespunzătoare și asigurării conținutului de oxigen în apă sub limita maximă acceptată; se va utiliza carbohidrazidă sau un echivalent.

Procedeul de degazare se va baza pe utilizarea aburului saturat de cca. 6 bar(g), produs continuu cu ajutorul centralei pe biomasă (obiect nr. 2) și al cazanului de abur pe gaz parte din obiectul nr. 3.

Ansamblul degazor și pompele de adaos vor fi automatizare corespunzător, cu integrare în sistemul de automatizare și conducere al noii centrale. Funcționalitățile vor fi realizate prin intermediul unor tablouri electrice locale de alimentare și control, aferente echipamentelor. Automatizările degazorului vor putea opera independent de restul automatizărilor din centrală, respectiv vor fi incluse toate instrumentele de măsură și contorizare necesare (debit, presiune, temperatură, nivel, conductivitate). Controllerul de automatizare va deține interfață de comunicație pentru conectarea în cadrul sistemului de automatizare și conducere. Datele măsurate și contorizate vor fi preluate în cadrul sistemului de automatizare. Alimentarea echipamentelor degazorului termic se va realiza din cel mai apropiat tablou de distribuție prevăzut în cadrul noii centrale (stația de pompare SP nouă, sau stația de servicii interne nr. 1 existentă).

TF = tablou Torta (tablou de alimentare)

TA ■ tablou de automatizare / control

EPA - Grup pompe circulație apă dc adaos FT - Debilmetru-contor

DT - Degazor termic

SCP - Schimbător de căldură

CDS - Sistem control distribuit

5.3.6.4 Specificații tehnice principale Degazoare

- Număr degazoare:
- Tip:

Debit apă degazatâ:

Presiune de lucru:

Temperatura apei degazate: Conținutul de oxigen dizolvat: Sistem de control:

Conformitate:

Electropompe de adaos:

- Număr electropompe:
- Tip:

Fluid:

- Temperatura de lucru;

Capacitatea de pompare:

- înălțimea de pompare:

Tensiune de alimentare:

Control:

Sistem de control:

1 buc. (existent)

termic

100 m3/h

1.2 bar(a)

105^uC

< 0,05 mg/l

4 buc. (existente) centrifugală apă degazată 103...105°C 45 m3/h 20 m H2O 400 Vca cu convertizoare de frecvență automatizare proprie cu controller liber programabil PLC. consolă locală HMI și

Conformitate:

pentru monitorizare și control de la distanță prin intermediul unui sistem distribuit (DCS) ISO 9001. PED, EMCD, LVD

5.3.7 Obiect 7 - SE : Stație electrică și sistem de control distribuit

5.3.7.1 Necesitate

Noua centrală propusă necesită o stație electrică nouă în perimetrul echipamentelor termoenergetice noi propuse, pentru a putea beneficia de ultimele tehnologii de generare a puterii, alimentare și control disponibile.

S.3.7.2 Descrierea soluției

Sistemul electric

Pentru evacuarea puterii electrice generate la nivelul noii centrale precum și pentru alimentarea cu energie electrică a consumatorilor aferenți obiectelor descrise anterior, s-a prevăzut o stație electrică (SE) pe nivelul de tensiune 10,5 kV, interconectată corespunzător cu o stație electrică existentă pentru conectare la SEN pe nivelul de tensiune de I lOkV, prin intermediul unui transformator ridicător nou 10,5/110 kV, de capacitate minim 50 MVA.

Unitățile de cogenerare cu grup motor-generator din cadrul obiectelor nr. 1 și 2 ale noii centrale vor respecta prevederile Ordinelor ANRE nr. 72/2017 și 214/2018 privind cerințele tehnice de conectare a grupurilor generatoare sincrone la rețelele electrice de interes public, precum și prevederile Ordinului ANRE nr. 51/2019 privind notificarea racordării unităților generatoare și verificarea conformității acestora cu cerințele tehnice de racordare a grupurilor generatoare sincrone la rețelele electrice de interes public. în acest sens, grupurile motor-generator racordate prin intermediul liniei electrice 110 kV se clasifică în categoria D, indiferent de puterea electrică generată, având în vedere că punctele de racord la rețeaua electrică de interes public sunt situate la nivelul stației electrice 1 lOkV Mureșel.

în vederea realizării racordului la stația de conexiune Ia SEN existentă în afara incintei CETH, este inclusă modernizarea unui ansamblu de celulă l lOkV existentă (echipare complet nouă: întreruptor, separatoare, descărcătoare, transformatoare de măsură, izolatoare, cutii de joncțiune, dulapuri de protecție), respectiv va fi realizată linia electrică de racord aferentă; cablurile vor fi instalate pe un traseu combinat, parțial îngropat, parțial prin canal tehnic existent. Celula de 1 lOkV vizată pentru modernizare va fi integrată cu sistemele electrice de înaltă tensiune, sistemele de automatizare / SCADA și circuitele cc/ca de joasă tensiune existente la nivelul stației electrice I lOkV Mureșel.

Stația de 10,5 kV va fi compusă din două secțiuni distincte, interconectate între ele printr-o cuplă. O secțiune de 10,5kV este alocată unui grup de 2 generatoare - 2 GenSet-uri de 10,4 MWe din cadrul obiectului MT - iar cealaltă secțiune de 10,5kV este alocată celui de-al 2-lea grup de 2 generatoare - 1 GenSetde 10,4 MWe din cadrul obiectului MT și 1 GenSetde 1,8 MWe din cadrul centralei pe biomasă. Cele două secțiuni vor fi cuplate la un transformator de putere ridicător de tensiune 10.5/1 lOkV prin cabluri și cutii de conexiune adecvate. Transformatorul ridicător va fi dotat cu dulap de protecție și control și sistem de stingere. Fiecare generator va fi contorizat.

în cadrul soluției este prevăzută realizarea unui sistem SCADA de monitorizare și management al parametrilor electrici (protecții, contoare), sistem care va fi interconectat cu sistemul existent la nivelul SE 1 lOkV. Vor fi prevăzute terminale numerice de protecție și interfețe de comunicație adecvate pentru celulele de medie tensiune instalate la nivelul noii stații SE cât și pentru celula nouă de 1 lOkV. Pentru noua linie de evacuare a puterii va fi instalat contor de energie electrică bidirecțional. Toate dispozitivele IED vor fi interconectate prin fibră optică la un cabinet echipat cu sistem SCADA electric dedicat. Acest sistem va fi interconectabil cu sisteme informatice terțe (Transelectrica, DCS proces). Sistemul va include o stație operator.

Lucrările de cablare vor respecta prevederile normativului NTE 007-08-00. Se vor alege trasee de cabluri cu lungime cât mai scurtă, cu respectarea distanțelor de protecție și siguranță, respectiv vor fi prevăzute rezerve de cablu necesare la montaj.

Sistemul de control distribuit

Noua stație electrică SE va fi include întregul sistem de control distribuit și conducere a proceselor tehnologice ale noii centrale (DCS), bazat pe microprocesoare, care să asigure toate funcțiile specifice, de operare, conducere, supervizare, reglare, comandă, automatizări, protecție, diagnoză, mentenanță, alarmare, raportare, configurare, acces securizat.

DCS și sistemele locale de automatizare vor asigura toate regimurile de operare necesare, respectiv vor porni, opera sau opri în siguranță instalațiile tehnologice utilizate pentru producerea energiei termice și electrice. Sistemele de automatizare vor realiza toate operațiile necesare de achiziție date, conversie și procesare de semnale, filtrare, validare, utilizând sisteme controller dedicate echipate cu module de intrări/ieșiri, module de comunicație digitală, ecrane de afișare grafică.

Sistemul de conducere și control distribuit (DCS) va include;

un număr de 6 stații operator, inclusiv inginerie

server(e) de proces imprimante

- sistem de afișare pe perete cabinetele rack necesare infrastructura de comunicație Industrial Ethernet prin cabluri de cupru și respectiv de fibră optică cabinetul de control al centralei cu controller redundant

cabinetele de comunicație, achiziție date și control din câmp, Ia nivelul obiectelor licențele și aplicațiile software necesare

DCS se va interconecta cu sistemele de automatizare ale obiectelor (MT, CB, CA, AC, SP, DT, SE) prin intermediul unor rețele și linii de comunicație digitală cu interfețe Industrial Ethernet și Seriale și cu protocoale de comunicație adecvată (Modbus, Profibus, Ethernet/IP, M-Bus, etc). Rețeaua principală DCS va asigura redundanța comunicațiilor prin utilizarea unui cablu cu fibră topologie inel.

Toate contoarele și sistemele de măsură vor fi integrate la nivelul DCS.

Schema electrică de conectare la SEN și integrare a noii centrale cu sistemele existente se prezintă astfel:

5.3.73 Specificații tehnice principale

Nivel de tensiune punct de racord la SEN: 110 kV

Frecvență de rețea SEN: 50 Hz

- Categorie GGS:

D 1

31,2 MVA

IO,5kV
- Număr racorduri Ia SEN:

Putere instalată:

- Nivel de tensiune generatoare electrice:

Nivel de tensiune alimentare consumatori (1): 0,4 kV

- Nivel de tensiune alimentare consumatori (2): 6,3 kV
- Capacitate de generare putere electrică, minim instalată (la bornele generatoarelor): o 3xlO,4MWe

o lxl,8MWe

- Capacitate transformator ridicător 10,5/110 kV: 1 x 50 MVA
- Capacitate transformator coborâtor 10,5/6,3 kV: 1 x 3.125 ... 4.000 kVA, pentru SP
- Capacitate transformator coborâtor 10,5/0,4 kV: 2 x 630 ... 800 kVA, pentru SE + MT
- Capacitate transformator coborâtor 10,5/0,4 kV: 2 x 2.500 kVA, pentru SP
- Dispecer central: DCS/SCADA proces + electric
- Conformitate: ISO 9001, ANRE, NTE, PE, CE

ANRE 72/2017, 214/2018,51/2019

5.3.7 .4 Scopul de furnizare necesar

Obiectul SE va include următoarele echipamente:

La nivelul statiei electrice existente SE 110 kV Mureșel (racord)

1 set de echipamente celulă înaltă tensiune (întreruptor, separatoare, descărcătoare, trafo măsură, izolatoare, terminale, cutii, contor bidirecțional, dulap protecție, piese schimb)

La nivelul statiei electrice noi SE 10.5 kV

1 transformator ridicător de putere 10,5/110 kV, OLTC, 50 MVA, echipat cu set aparataj electric specific, dulap de protecție și sistem de stingere
2 secțiuni de medie tensiune 10,5 kV cu câte 9 celule complet echipate, inclusiv bare de racord, contoare de energie electrică bidirecționale, pentru preluarea puterii generate, distribuția pentru alimentările 10,5kV, măsurare, evacuare putere
2 transformatoare auxiliare uscate 10,5/0,4kV aferente stației electrice (în SE)
- 2 transformatoare auxiliare uscate !0,5/0,4kV aferente stației de pompare (în SP)

1 transformator auxiliar uscat 10,5/6,3kV aferent stației existente 6 kV servicii generale

1 generator Diesel pentru pornire de urgență, cu tablou AAR și rezervor combustibil

1 dulap general de distribuție 0,4kV cu AAR

I set dulapuri locale de alimentare 0,4kV / 230 V pentru echipamente și utilități

1 sursă UPS cu baterie

1 sistem de alimentare 220Vcc cu redresoare și baterii

1 sistem de alimentare 24Vcc cu redresoare și baterii

1 sistem de control distribuit și conducere (DCS)

o stații PC de operare și inginerie

o sistem de afișare pe perete o servere

Implementare proiect la sursă CETH Arad

o cabinete rack

o infrastructură de comunicație Ethernet FTP+FO

o tablou de control principal

o tablouri de comunicație, achiziție date și control instalate în câmp

o licențe și aplicații software

I sistem SCADA pentru monitorizarea parametrilor electrici

o stație PC de operare

o cabinet central cu dispozitiv RTU și echipamente de comunicație

o dulapuri de protecție

o licențe și aplicații software

- piesele de schimb recomandate pentru perioada de garanție

Următoarele lucrări și servicii au fost considerate pentru realizarea acestui obiect:

- Lucrări de construcții și instalații aferente clădirii stației electrice și transformatoarelor -terasamente, rezistență, arhitectură, instalații, procurări materiale (fundații, platforme, împrejmuiri, clădire industrială, structuri de acces și de susținere, cămine, canale de cabluri, trotuare, instalații de legare la pământ, prize, iluminat interior și exterior, ventilație, încălzire, climatizare aer, evacuare fum, detecție și semnalizare incendiu, control acces, supraveghere video, telecomunicații voce + date, instalații sanitare de apă potabilă și canalizare menajeră, scurgeri pentru ape meteorice)
- Lucrări de montaj echipamente, inclusiv structuri metalice de acces și de susținere necesare pentru operare și mentenanță
- Procurare și montaj conducte și cabluri, inclusiv materiale asociate - cutii, terminale, conectori, canale, jgheaburi, etc.

Lucrări de realizare a protecțiilor anti-corozive

Lucrări de realizare a izolațiilor termice necesare

- Servicii de programare, configurare, interfațări și inginerie pentru punerea în funcțiune

Teste de demonstrare a conformității grupurilor generatoare sincrone

Verificări, inspecții, încercări, teste, probe și punere în funcțiune

- Teste de performanță

53.7.5 Construire și montaj:

Notă: Următoarele lucrări:

lucrări de debarasare și valorificare a echipamentelor și materialelor depozitate în aer liber sau în interiorul clădirilor existente ce urmează să fie demolate

lucrări de ecologizare a terenurilor unde s-au desființat rezervoare de produsetomhuștibile nu sunt incluse în cheltuielile directe ale bugetului de proiect, ele rămân în sarcin^f^&âaruluL

Obiectul SE, ce include transformatorul ridicător și amenajările exterioare aferente, va utiliza o amprentă la sol cât mai redusă. Spațiul estimat pentru realizarea acestui obiect este de cca. 30 x 25 m conform planului de amplasare propus. Amplasarea propusă și spațiul indicat sunt obligatorii. Va fi prevăzut drum de acces între obiectele învecinate, cu o lățime adecvată. Transformatorul ridicător va fi instalat în exterior în proximitatea clădirii SE, cu împrejmuire și cuvă pentru reținere scurgeri ulei.

Clădirea SE va fi compartimentată după necesități, pe orizontală și verticală. Echipamentele aferente nivelului de tensiune 10,5 kV vor fi instalate într-o cameră dedicată. Transformatoarele auxiliare vor fi instalate în camere distincte în cadrul clădirii. Echipamentele aferente nivelului de tensiune 0,4 kV vor fi instalate într-o cameră dedicată.

Clădirea SE va fi prevăzută cu o cameră tehnică pentru instalarea cabinetelor DCS la nivel central și a infrastructurii de comunicație necesare, respectiv cu o cameră centrală de control (dispecer) din cadrul căruia se va realiza supervizarea, controlul și conducerea proceselor noii centrale. De asemenea, pentru operare și administrare tehnică vor fi prevăzute birouri, magazie, vestiar, grup sanitar. Vor fi amenajate culoare, holuri și spații de acces care sa asigure un acces corespunzător pentru toate elementele obiectului SE.

Pentru pozarea cablurilor se vor include în cadrul lucrărilor de infrastructură canalele corespunzătoare, care vor face legătura cu obiectele centralei.

Infrastructura și suprastructura clădirii SE (rezistență și arhitectura) va fi proiectată în faza PT+DE, în conformitate cu normele, standardele și reglementările tehnice și legislative aplicabile. Clădirea va fi realizată în conformitate cu următoarele specificații:

- Tip: industrial

- Categorie de importanță:

Categoria de pericol de incendiu:

- Gradul de rezistență la foc:

Condițiile de montaj ale echipamentelor asociate obiectului vor respecta manualele de instalare ale producătorilor de echipament, fiind necesar să se prevadă spațiile de mentenanță specifică necesare.

Amplasamentul SE și al celorlalte obiecte este indicat în planul de situație atașat. Realizarea construcțiilor și instalațiilor se va proiecta și executa în conformitate cu standardele, normele și reglementările tehnice și legislative aplicabile în vigoare la data realizării proiectării de detaliu / implementării.

5.3.8 Obiect 8 - SG : Servicii generale, demolări, rețele în incintă și racorduri

5.3.8.1 Necesitate:

Pentru realizarea noii centrale, toate obiectele prezentate vor fi interconectate și interfațate corespunzător, în scopul asigurării unei funcționări integrate și eficiente. Toate activitățile de proiectare și execuție vor lua în considerare obiectele și necesitățile acestora de a realiza interconexiunile și racordurile la sistemele externe (utilități, electricitate, gaz natural, apă). Având în vedere că amplasamentul alocat include obiecte de construcții diverse, acestea vor fi desființate sau utilizate corespunzător cu soluțiile tehnice indicate în descrierea generală și în descrierile particulare ale celorlalte obiecte.

5.3.8 .Z Schema termomecanică generală

Vă rugăm consultați secțiunea Anexe a studiului de fezabilitate.

Schema de proces va fi detaliată în cadrul ofertei contractorului și finalizată în faza de PT+DE la implementarea de către contractorul angajat de beneficiar.

Implementare proiect la sursă CETH Arad

5.3.83 Descrierea soluției

în secțiunile următoare se prezintă toate serviciile generale și lucrările aferente planului general (construcții, instalații, rețele în incintă, racorduri).

5.3.83.1 Obținerea terenului

Se consideră că terenul propus pentru dezvoltarea proiectului este în proprietatea beneficiarului, respectiv orice cost aferent obținerii revine acestuia. Aceste cheltuieli fac obiectul capitolului de buget l.l din devizul general.

5.3.83.2 Amenajarea terenului alocat proiectului

Aceste cheltuieli fac obiectul capitolului de buget 1.2 din devizul general.

5.3.83.2.1 Dezafectări, demontări și demolări

în amplasamentul alocat pentru noua centrală s-au constatat o serie de clădiri, instalații și facilități tehnologice, unele utilizate altele neutilizate în prezent. Obiectele neutilizabile din amplasamentul de proiect vor trebui obligatoriu dezafectate prin operațiuni de demontare, demolare, etc. Respectivele construcții și instalații pot fî identificate în planul de situație inclus în secțiunea Anexe.

d) în zona I de proiect (terenul SI):

Demolare magazie de substanțe chimice

Demolare platforme de beton, după cum este cazul

Demolare cale ferată industrială, dacă este cazul

Defrișare spații verzi în zonă (arbuști, mărăciniș, etc.), unde este cazul

Demolare drumuri betonate / asfaltate, dacă este cazul

Demolare drumuri asfaltate, dacă este necesar

Demolare alei/trotuare din jurul clădirilor

Demolare cămine de canalizare, drenaje, dacă este cazul

Demontare suporți din beton/metal, stâlpi, dacă este cazul

Demontare echipamente și instalații tehnologice din stația de pompare păcură

Demolare clădire stație de pompare păcură

Demolare platforme stație de pompare păcură

Demolare decantor stație de pompare păcură

Demolare rezervoare de păcură nr. 1-4

Demontare conducte de păcură

Demolare turn de răcire, fundații și canale aferente

Demolare rezervor de HC1 și anexe

Demontări de conducte, unde este cazul

Relocări de conducte, unde este cazul

e) în zona 2 de proiect (terenul S2):

Demontare echipamente electrice aferente TP8-TR11-TR12

Demolare construcție TP8

Demontare rezervor existent lângă TP8

Demolare construcție CAF6

Implementare proiect la sursă CETH Arad

Demolare garaj auto nr. 2

Demolare rezervoare existente lângă garaj auto

Demolare cămine de canalizare, drenaje, dacă este cazul

Refacere trasee de conducte existente în proximitate, dacă este cazul

f) în zona 3 de proiect (alte suprafețe din incinta CETH):

- Nu sunt prevăzute lucrări de dezafectare și demolare la clădirile și instalațiile existente CETH Demontări izolații termice, aparataje și conducte aferente degazorului termic existent, în scopul modernizării / reabilitării Curățire, verificare și reparații degazor existent

5.3.83.2.2 Construcția de drumuri și căi de circulație în incinta noii centrale

Toate drumurile în incinta noii centrale de pe terenul SI sunt prevăzute, astfel încât obiectele să poată fi accesibile pentru autovehicule diverse. Drumurile existente din incintă se vor reabilita și integra cu sistemul de drumuri noi. Vor fi realizate două racorduri de drum pentru acces în exterior, unul aferent porții nr. 2 din zona obiectului nr. 3, celălalt aferent porții nr. 3 din zona obiectului nr. 2. Drumurile vor fi proiectate în acord cu greutățile care vor necesita vehicularea spre exterior sau în interiorul amplasamentului. în incinta amenajată pentru noua centrală va fi disponibilă o zonă pentru parcarea autovehiculelor, integrată în sistemul de drumuri nou amenajate.

Toate clădirile includ trotuare, cu excepția intrărilor/ieșirilor, racordate direct la drumurile din incintă.

Odată cu realizarea drumurilor se va realiza și sistematizarea pe verticală, inclusiv drenajele pluviale, stâlpii de iluminat.

Drumurile în incinta CETH inclusiv cele care permit accesul la terenul S2 pe care se realizează stația de pompare SP, vor fi păstrate cele existente (nu sunt incluse în proiect pentru reabilitare).

53.8.3.2.3 Limitele bugetului de proiect

Următoarele lucrări nu au putut fi cuantificate în cadrul proiectului de investiție la momentul elaborării acestei documentații, sau nu au fost incluse:

lucrări de golire, curățire și valorificare sau neutralizare a produselor petroliere, uleiurilor și lubrifianților încârcați în rezervoare, cisterne, echipamente și instalații tehnologice lucrări de ecologizare a terenurilor

lucrări de debarasare și valorificare a echipamentelor și materialelor depozitate în aer liber sau în interiorul clădirilor existente

lucrări de relocare a instalațiilor subterane existente, în măsura în care există motive obiective pentru păstrarea funcționalității acestora

lucrări de reparare și/sau înlocuire a împrejmuirii existente în zona de proiect lucrări de reparare și/sau înlocuire și/sau înființare porți de acces în amplasament, cabine de pază/control/securitate 7*/

lucrări de extindere și/sau reabilitare a drumurilor exterioare și interioare ale incintai &ETH

orice alte lucrări de reabilitare de drumuri în afara zonei de proiect stabilite pentru dezvoltarea

proiectului

- golirea și valorificarea sau neutralizarea produselor combustibile (păcură, ulei) încărcate în rezervoare și instalații

demolarea rezervoarelor de păcură

- ecologizarea solului în zona rezervoarelor de păcură

valorificarea materialelor și echipamentelor demontate / dezafectate, inclusiv transportul acestora în afara zonei de proiect

Toate aceste lucrări descrise mai sus NU sunt incluse în cheltuielile directe ale bugetului de proiect, ele rămân în responsabilitatea beneficiarului.

Se recomandă evaluarea proprie realizată de beneficiar până la momentul preconizat pentru începerea efectivă a contractului de lucrări pentru implementare, respectiv realizarea acestor lucrări până la momentul predării amplasamentului către contractorul angajat. Pentru dezafectarea acestor obiecte este necesară realizarea de studii de specialitate și proiecte tehnice.

Dacă aceste lucrări apar ca fiind necesare în baza situației existente neschimbate la momentul începerii activităților de proiect pentru implementare, atunci acestea pot fi realizate prin terți angajați de către beneficiar sau prin intermediul contractorului angajat. Contravaloarea cheltuielilor ar putea acoperită parțial sau total din bugetul de cheltuieli diverse și neprevăzute.

5.3.8.3.3 Amenajări pentru protecția mediului și aducerea terenului la starea inițială

5.3.8.3.4 Relocarea utilităților

în cadrul cap. 1.4 din devizul general nu au fost prevăzute lucrări pentru relocarea de utilități.

5.3.8.3.5 Realizarea rețelelor exterioare și racordurilor de utilități necesare investiției

Noua centrală va fi racordată la următoarele utilități necesare operării, existente în interiorul incintei CETH, în cele mai apropiate puncte față de amplasamentul stabilit pentru obiectele proiectului:

la instalația interioară de alimentare cu apă pentru stingere incendiu

la instalația interioară de alimentare cu apă potabilă pentru uz menajer

la instalația interioară de evacuare a apelor uzate tehnologice

- la rețeaua de evacuare a apelor meteorice

la instalația interioară de alimentare cu apă tratată

la instalația interioară de utilizare a gazului natural

la stația electrică de conexiune SE 1 lOkV Mureșel
la stația electrică de servicii generale SE 6 kV CETH

Toate obiectele proiectului vor fi conectate la punctele de racord (de interfață), după cum este cazul, prin intermediul rețelelor exterioare, incluse în cadrul bugetului de proiect.

Aceste lucrări fac obiectul capitolelor de buget 4.1 și 4.2 din devizul general.

5.3.8.3.5.1 Racordul pentru alimentarea cu gaz natural

Referitor la racordurile necesare de alimentare cu gaz natural, soluția propusă se bazează pe utilizarea instalației de utilizare existentă în incinta CETH, având în vedere următoarele:

caracteristicile tehnice ale instalației de utilizare gaze naturale

accesul facil la instalația existentă

condițiile tehnice stabilite de SNTGN TRANSGAZ în vederea racordării direct

transport gaze naturale

cerințele beneficiarului privind cheltuielile de realizare a racordului și tarife gazului natural, precum și cele legate de viteza de implementare a proiectului costurile mai mici pentru realizarea racordului de alimentare în rețeaua de disi

tariful de achiziție potențial negociat cu furnizorul care distribuie gazul natural

Instalația de utilizare existentă în incinta CETH permite racordarea noii centrale la o presiune de lucru stabilă de 2 bar(g), conform datelor confirmate de beneficiar. Actuala instalație de utilizare se prezintă astfel:

Necesarul de gaze naturale estimat pentru alimentarea noilor surse prevăzute este de până la cca.

17.600 Nm3/h (18.000 Nm3/h, cu o rezervă pentru alocare), astfel:

- pentru alimentarea motoarelor termice este necesar un debit de până Ia 6.600 Nm3/h la o presiune de utilizare stabilă de 9... 10 bar(g)
- pentru alimentarea cazanelor de apă caldă este necesar un debit de până la 10.600 Nm3/h la o presiune de utilizare stabilă de 1...2 bar(g).
- pentru alimentarea cazanului de abur saturat este necesar un debit de până la 400 Nm3/h la presiune de utilizare stabilă de 1 ...2 bar(g).

în vederea alimentării motoarelor termice din cadrul obiectului nr. 1 (MT), va fi necesară realizarea unei stații de comprimare a gazului natural (CGN) care să livreze la ieșire o presiune stabilă de 9... 10 bar(g), racordată la conducta existentă din proximitatea amplasamentului MT.

în vederea alimentării cazanelor de apă caldă și cazanelor de abur saturat din cadrul obiectului nr. 3 (CA), va fi necesară realizarea unui punct de filtrare și reducere a presiunii gazului natural la cca. 1 bar(g), racordat la conducta existentă din proximitatea amplasamentului MT.

în vederea alimentării instalației de aprindere din cadrul centralei pe biomasă, va fi necesară realizarea unui punct de filtrare și reducere a presiunii gazului natural ia cca. 0,2...0,5 bar(g), racordat la conducta existentă din proximitatea amplasamentului MT.

Referitor la realizarea racordării în rețeaua de transport, soluția tehnică agreată de Transgaz constă în realizarea unei conducte de transport gaze naturale între stația de gaz Arad III Transgaz și amplasamentul unei noi stații SRMP locale în apropierea amplasamentului propus din care să se realizeze alimentarea noii centrale. Traseul respectiv ar trebui să aibă o lungime de cca. 5,5-6,0 km, fără însă să fie identificat un traseu potențial aplicabil. Pentru această lucrare nu este realizat un studiu de fezabilitate. în urma analizei beneficiarului și a proiectantului acestui studiu de fezabilitate, s-a stabilit ca soluție de bază racordarea la instalația de utilizare existentă, soluție mai facilă pentru proiectarea și execuția lucrărilor, respectiv care permite realizarea mai rapidă a obiectivului de investiție cu un cost semnificativ mai mic, luându-se în considerare de către beneficiar posibilitatea obținerii unui tarif special de proximitate.

5.3.8.3.6 Construcții și instalații aferente în realizarea rețelelor și racordurilor sunt incluse lucrările de terasamente și de rezistență necesare pentru fundațiile și stâlpii de susținere a estacadei de conducte necesară în zona de proiect, cât și pentru realizarea racordurilor, pentru realizarea căminelor de apă uzată sau de legătură, respectiv pentru realizarea canalelor de cabluri în zona de proiect.

De asemenea în amplasamentul alocat proiectului vor fi realizate instalațiile electrice pentru iluminat exterior cu stâlpi și corpuri de iluminat, instalații electrice pentru încălzirea conductelor acolo unde este imperios necesar, precum și instalații de telecomunicații de voce și date între obiecte, cu posibilitatea extinderii comunicației în corpul administrativ CETH.

Toate echipamentele și materialele necesare pentru realizarea construcțiilor și instalațiilor în limitele descrise sunt incluse în cadrul bugetului. Detalii pot fi consultate în cadrul obiectelor.

Acestea fac obiectul capitolului de buget 4.1 din devizul general.

5.3.8.3.7 Montaj instalații tehnologice și funcționale în cadrul rețelelor de fluide și de utilități necesare proiectului, sunt incluse procurările de și montajele aferente realizării următoarelor:

estacadă de conducte bazată pe confecție metalică

conducte de agent termic tur + retur

conducte de abur saturat și de condens

conducte de apă de adaos aferente circuitelor închise ale noii centrale

conducte de apă dedurizată

conducte de apă demineralizată

izolații termice aferente conductelor

Acestea fac obiectul capitolului de buget 4.2 din devizul general.

5.3.8.3.8 Procurări de utilaje, echipamente tehnologice și funcționale

Pentru realizarea rețelelor și racordurilor, sunt prevăzute vane și robineți de izolare, echipamente și dotări PSI, după cum va fi necesară includerea acestora. Aceste procurări fac obiectul capitolului de buget 4.3 din devizul general.

5.3.8.3.9 Organizare de șantier

Toate cheltuielile cu organizarea de șantier (OS) necesară pe durata implementării (maxim 3 ani) sunt incluse în cadrul bugetului de proiect, capitolul 5.1 din devizul general.

în buget sunt incluse atât lucrările de construcții și instalații pentru realizarea OS înainte de începerea efectivă a lucrărilor în amplasament (instalare containere, amenajare și dotare cu facilități PSI, sistem supraveghere video, sistem informatic local, tablou organizare șantier și racord electric, racord de alimentare cu apă, dezafectare șantier după recepție), cât și cheltuielile conexe cu utilitățile (apă, electricitate), cazare personal, consumabilele, închirierile de dotări, serviciile de pază și curățenie, traduceri de documente, ș.a.

în măsura în care va fi agreat, OS a contractorului angajat se va putea desfășură în spațiile interioare existente disponibile în clădirea administrativă CETH, prin încheierea unor contracte / protocoale de colaborare între părți.

Componentele OS sunt construcții provizorii tip baracă i container pentru birouri, ateliere, vestiare, spații de depozitare, platforme de pre-asamblare, etc., dotate adecvat funcției pe care o îndeplinesc, și vor funcționa numai pe perioada de execuție a lucrărilor aferente investiției, urmând a fi dezafectate la terminarea lucrărilor, contractorul angajat urmând a elibera suprafețele de teren folosite pentru OS și a le curăți și aduce la stadiul inițial, redându-le funcționalitatea anterioară.

5.3.8.3.10 Pregătirea personalului de exploatare

Toate serviciile de instruire a personalului beneficiarului / operatorului în vederea realizării activităților și operațiunilor de exploatare - operare și mentenanță - sunt incluse în cadrul bugetului de proiect, în capitolul 6.1 din devizul general.

5.3.8.3.11 Teste și probe tehnologice

Toate serviciile și lucrările aferente testelor, inspecțiilor, verificărilor și probelor tehnologice necesare pentru realizarea obiectivului de investiție în ansamblu și per obiecte sunt incluse în cadrul bugetului de proiect, în capitolul 6.2 din devizul general.

5.3.8.3.12 Proiectare

Toate serviciile de proiectare tehnică sunt incluse în bugetul proiectului și vor fi asigurate (realizate) în etapa de proiectare PT+DE a contractului de implementare, respectiv:

Realizarea studiilor de teren: topografic, geotehnic, hidrologic (cap. 3.1.1 DG)

Realizarea expertizelor tehnice aferente construcțiilor existente care se utilizează (cap. 3.3 DG)

Elaborarea documentațiilor tehnice necesare în vederea obținerii avizelor, gurilor și

autorizațiilor (cap. 3.5.4 DG)

Elaborarea proiectului tehnic și a detaliilor de execuție (cap. 3.5,5 DG) /$.

Verificarea tehnică de calitate a proiectului (cap. 3.5.6 DG)

- Asistență tehnică din partea proiectantului pe durata execuției lucrărilor și pentru participarea la fazele incluse în programul de control al lucrărilor de execuție avizat de ISC (cap. 3.8.1 DG)

Elaborarea și formarea manualelor de operare și mentenanță (cap. 6.1 DG)

5.3.8.3.13 Management de proiect

Serviciile de management de proiect care revin constructorului angajat pentru implementarea proiectului de investiție la cheie, prin intermediul unui contract de lucrări cu proiectare și execuție, sunt incluse în cadrul tuturor articolelor de buget care vor fi executate de contractor.

Serviciile de management de proiect care revin beneficiarului investiției sunt stabilite în cadrul capitolelor 3.7 din devizul general (consultanță - management de proiect pentru obiectivul de investiție, asigurat de investitor / achizitor), 3.8.2 din devizlul general (asistență tehnică - dirigenție de șantier, asigurată de investitor / achizitor).

Se recomandă re-evaluarea capitolelor 3.7 și 3.8.2 de către beneficiar, în care vor trebui incluse cheltuielile cu echipa de proiect stabilită din partea beneficiarului investiției, dotările și consumabilele necesare pentru derularea activităților echipei sale de proiect pe durata implementării, contractele de colaborare cu specialiști și experți tehnici, dacă este cazul.

5.4 Principalii indicatori tehnico-economici aferenți obiectivului de investiții:

a.) indicatori maximali, respectiv valoarea totală a obiectului de investiții, exprimată în lei, cu TVA și, respectiv, fără TVA, din care construcții-montaj (C+M), în conformitate cu

	Valoare (fără T.V.A.)	T.V.A. 19%	Valoare (cu T.V.A.)
	lei	lei	lei
TOTAL GENERAL	520.037.795,62	98.622.944,50	618.660.740,11
Din care C + M	164.146.425,30	31187820,81	195.334.246,11

b.) devizul general;

a se vedea cap.8.12

c-l

Tabel 34.

Indicatori maximali

c.) indicatori minimali, respectiv indicatori de performanță - elemente flziee/cațîncități fizice care să indice atingerea țintei obiectivului de investiții - și, după caz, calitativi, în conformitate cu standardele, normativele și reglementările tehnice în vigoare;

Nrcrt	$2 Energie termic*	Suna	1	2	3	4
Nrcrt	$2 Energie termic*	Suna		CmwCAFI‘3 MW+CA 4^MW\|	VCog. Biomasa (la mfWHrarr.rollj	T»< al 1+2+3
1	1'rmliKlK maxima	MW	JL2U	IW.M	b,m	1J6.7O
1	Piuducite anuala du;-a turba de ia n-Ha	MWh/aa	IHIWJ	IU6MU1	0,011
3	PntduciK- anuala neceun	MWh/an	JIR.678,76	124.626 43	UJU	31 N.671O
4	Producție anuala nen-i*n	%	60,n	J9.il		1.^
_____9	Orr mavdr func 1 x tardn» rwmnala Anual_________ Ore de func. Anual	h/an	X 400,00 5115	■.wn.Bh	-- "0.	X4no.no

^r.crt	$3 b nergie ekcirlta	Suna	1	2	J	4
^r.crt	$3 b nergie ekcirlta	Suna	Ciicnenrr	C*MneCAF4'M MW+CA 4,SMW\|	UCag. \| inelul ta wpwcrare «LI i	Tatal 1+1+3
1	Producție maxiena	MW	3100	OÎM	IjM	34 «1
I	Prudurile anuala după cUrlia de uhriha	MWh an	1	nim	nan	!«.«»«
J	Producție anuali maxima	MWVan	277.21M.00 \|	n.no	11,011	0.00
	Produci le anuala nreeura	%	6J.51I	U.W	u.wi	n.ou
ț	Oit mavdr funr. 1J urrina nnmlnata Anual	hran		UM	n. mi	0.00
6	OiT df func. Anunț	hian	’ MMI	0.00	Ui CM	0,00

Tabel 35. Indicatori minimali

d.) indicatori financiari, socioeconomici, de impact, de rezultat/operare, stabiliți în funcție de specificul și ținta fiecărui obiectiv de investiții;

		Scanării			Scanam cu proiect vtrtui SR	Scinari eu vanul i R
1	2	3	4	5	6	7
	LrM	SI	S2 Propui	S«	SI-SR	S2-5R
Energie termica din care	MWlVan	318.670	318.679	318.679	0	0
cootnerare din car*
cu gaz natural	MWh/an	147852	147 652	0
	••	45.40		2.00
cu borna» a	MWh/an	462CG	46.200	0	46200	46200
	%	0		0
total	MWh/an	194.052	194052	0
	%	M.B0	60 69	0.00
Producție tara cogenerare
cu JM natural	MWm	124.629	124.626	328.239
	*.	39.11	39 1	100.00
cu Somnia	MWm	0	0	□
	%	0	0	0
coeficient eficienta energetica	%	60 89	60.89	G.00
Enorgio electrica din car*	MWh/an	152.912	198.665	0	151912	195565
zc-jenemre cu jjâznntuta¹	MWh/an	137.648	183.545	0	137 648	18 3 545
oif tratare cu	MWh/an	15.264	15 120	0	15264	15120
ec-număra;? du	MWh/an	4.672	4.084	0	«.’î-	4C84
Svrata t yard*	MWh/an	14B.240	195.498	0	148239 81	195498
EilELmberna de iprijln	MWh an	148.240	195.498	0	148.240	195498

Tabel 36.

Indicatori energietici comparativi

		UM/AN		2022		2023		2024		2025		2026	2027		2028		2029		2030
Emisii CO2
52		tC02		0		0		0		98362		95430	95313		95197		95197		95197
SR+prod.separata energie		tC02		0		0		0		153158		148942	148773		148607		148607		148607
Reduceri		tC02		0		0		0		54796		53512	53460		53409		53409		53409
Emisii NOx
S2		kgNOx		0		0		0		83831		81612	81524		81436		81436		81436
SR+prod^eparata energie		kgNOx		0		0		0		85376		83685	83617		83550		83550		83550
Reduceri		kgNOx		0		0		0		1545		2073	2094		2115		2115		2115
Energie primara Consum
S2		tep		0		0		0		48271		46993	46942		46891		46891		46891
SR+prod.separata energie		tep		0		0		0		63425		61631	61559		61488		61488		61488
Reduceri		tep		0		0		0		15155		14638	14617		14596		14596		14596
Emisii GES
S2		techCO2		D		0		0		123176		119588	119444		119302		119302		119302
SR+prod.separata energie		t er.h CO2		0		0		0		178514		173797	173608		173421		173421		173421
Reduceri		techCO2		0		0		0		42870		41743	41698		41653		41653		41653
	i UM/AN		2031 2032			2033 2034 2035					2036	2037	2038	2039		2040		2041		Total
Emis I CO2						...														20 ani
S2	IC 02		95197 95197			95197	95197		95197		95197	95197	95197	95197		95197		95197		1U23WW
SR+prod reparata enerjie	tC02 tCG2		14BG37		149607	148607	148607		148607		.148607	_148607 ;	148607	140607		148607		148607		2531364
Reduceri			53409		53409	53409	53409		53409		53409	53409	53409	53409		53409		53409		43637S9
Emisii NOx
52	kgNOx		61436		81436	81436	81436		81435		61436	81436 ; 81436		81436		81436		81436		1367068
SR+prod .se parata energie	kg NOx		83550		83550	83550	83550		83550		83550	B355O B3S5O		83550		83550		83550		1422365
Reduceri	kgNOx		2115		2115	2115	2115		2115		2115	2115	2115	2115		2115		2115		2809453
Energie primara Consum
52	w		46591		46891	46891	46S91		46891		46891	46891	46891	46891		46891		46891		7986*5
SR+prod.separata energie	top		614BS		61486	61488	61488		E1488		61488	61488	61488	61488		61408		61408		1047444
Reduceri	top		14596		14596	14596	14596		14596		14596	14596	14596	14598		14596		14596		1B4G12S
Emisii GES
S2	techCO2		119302		119302	119302	119302		119302		1193U2	1193J2	119302 '	1193£U				119302		2244354
SR+r-rod-sETarata energia	lochCO2		173421		173421 \|	173421	173421		17342!		173421	173421	173421 1					M73421		7933*13
Reduceri t ech CO2			41653		41653	41653	41653		41653		41653	41653	41653 /					^653 .		5198157

Indicatorul	UM	Situația actuala	După implementare
Eficienta unitatii de cogenerare	%	0	88,45
producție separata	%	53	53
Pondere energii regenerabile	%	0	11,85

Tabel 38. Indicatori de eficiență

		SI	SR	SI	S2 varsus S1	si ww* sa
Randament Coxenernre	%	«M5		aa.oo	0	X
Randament CAF	%	95.70	85 W	94.50	1.20	10,70
Randament Suria	%	♦C 16	as oo	90,01	0,15	5.18
Eu cri ia primar»	MWan	M» 313.71	174.916,19	«3 477.5*	24.870.20
En.primar» pr«d. Separat	MW»ft	7\|2 60942	366.297,41	695 «32.13	56787 30	«
Ec.ra. primara	MW»	i64 2S)6J	4.618,76		31809 02	172.872 41 ]
	i.r.r-	14 458 95	-756 69	11.379^9	3070,36	16.217.64
	%	23 OS	-2.35	20. II	2«7	X

Tabel 39.

Indicatori de eficiență' energetic - comparativ

Indicatori financiari

Indicatori financiari	înainte de asistenta comunitara		După asistenta comunitara
1. Rată de rentabilitate financiară	20,58%	RIRF/C	104,07%	RIRF/K
2. Valoare actualizată netă (lei)	966.480.804,48	VAN/C	1.315.955.749,23	VAN/K
3. Valoare actualizată netă (euro)	195.248.647,37	VAN/C	265.849.646,31	VAN/K
4. Raportul Cost/Beneficiu	0,72	C/B	0,69	C/B

Tabel 40. Indicatori financiari

Indicatori economici

Indicatori economici	înainte de asistenta comunitara		După asistenta comunitara
1. Rată de rentabilitate economica	1577,77%	R1RE/C	88,70%	RIRE/K
2. Valoare actualizată netă (lei)	1.761.794.659,27	VANE/C	1.762.077.269,27	VANE/K
3. Valoare actualizată netă (euro)	355.918.112,98	VANE/C	355.975.205,91	VANE/K
4. Raportul Cost/Beneficiu	0,59	C/B	0,66	C/B

Tabel 41. Indicatori economici

E.1.2 Principalele elemente si parametri utilizati in analiza financiara
	Principalele elemente sl parametri		Valoare neactualizata	Valoare actualizata (NPV)
1	Perioada de referința (ani)	20
2	Rata de actualizare financiara (%)	4.0%
3	Costurile de Investiție totale, fara neprevăzute (lei) neactualizate		495.358.751.15
4	Costurile de Investiție tataie, fara neprevăzute (tel) actualizate			515.173.101,19
5	Valoarea reziduala (lei) neactualizata		0.00
6	Valoarea reziduala (lei) actualizata			0.00
7	Ven turi (lei) actualizate			5.556.869.325,01
8	Costuri operaționale (lei) actualizate			4.015.277.304,41
9	Venituri nete (lei) actualizate = (7) - (8) + (6) daca (7)>(8)			1.541.592.020.60
10	Costuri de Investiție minus venituri nete [Art 55 (2)1 (iei. actualizate) = (4) - (9)			-1.026.418.919,41

Tabel 42. Principalele parametrii utilizati în analiza financiară

E.1.3 Principalele rezultate ale analizei financiare

Fara asistenta comunitara FRR/C		Cuaalstente comunitara FRR/K
20.58%	iirrf-c;	104,07%	i’IRRF/Kj
96^.480.304.48	(VANF/CJ lei	1.315.S5S.749.2,	„L _(VANF/K)loi
195.248 647 37	{VANF/CJ auro	265.849X01*	A . iTA^F/K) ei.ro
			r^X

Principalele elemente si parametri

1 Rata de rentabilrtalo financiara IRR [%J
2 Valoarea actualizata neta tei;
3 Valoarea actualizata neta {auro)

Tabel 43. Rezultatele analizei financiar

1 M

itr?

m»

. B2-

MII

IUI

■ »»

»«

_—_

ÎMI 1

■

.11

■

’ n i

f «W tkTUWr

Miri

( M

îîWJi

rm*»

m *i 1.*

mim*

XIIHU

JiT.mJi

mMt.m

MLKHIH

IM LU Ji-

1*1 *M4

-----«tu

- "•

• w

in ”

JU* li,

pi »•: ■

re ii’

mr”**

t<?ei

TTjmn

n ii» ii

HKTt*i

M tUjI-

MiMiaJ

taTcwtm.i

- *1*

M IHM

KM I.

HVTti

»f HT M

li wr ai

n m j^-'

«•5T •.

«I5IT'

4l4?*.i5

UW 'I

4i mm

WJMKh

41 |1.»

*4t|\n

M^HOdI

l-d f.T^ V-wdhf

__4 WM r rv»

tWIM

J*.mw

4 W —

««1!

4W u

4WM

___4WW

*MKU

4WM

•!«V

* tei •;>

-MWKM

««HM

WtM.w

4M4»

4Ww

—

t—

kkM

______________»»■

JUI

F’ftQ

MMUl

MMVF

«WTÎ

•MIMi

M14M1

•1 W1_<t

.. Mwyg

nw.N

*KMUd

**HI.D-

WA'KS»

O Ml La

i^UAM

••

• M

totM *

««w

____L””?!

«Wil

Î7HI.»

. ? *" M

WWIkt

11 iM*

H 1HTJ

M7*J«

MM* !4

h4w;h

M M.4I

4ir»».M

M «iV,

.....M*

N Ml ’i

1UNM

<1 im u

li-.XM

|Bfn«

l*«OTjia

____n»â».r

HUO*

iimn

HW*

I*M4J1

|* W1 u

► •B.M

*. .. —!**?•

««

i - *

- «4

/."»

J ^1 *

zR*

.....:r«

1W*

îm*-

îjn*

XJWi

r î*» «

i *>1 MJ

•>

1/*» «S

• m

tl :■>

*■

• R

■-W

...

. >m. n

244 «7 >

—

M»

K»

M-

KK*

. wmiuriu

- WMMFțAt

W-WM

MMi.ll

MTJTf

lliuir

IMM’II

JMHK*

_ . M».

rfî

MMÎUT

mtT*M

mM7M

MT.’KMț

4K«f<M

«KT’K'»

_____ai*

______1B

^J —

•*”W

4UH4!!

MLllJrH

«1417,*

4U.7IM*

mmu

4UM«9*

4nijy»

MKO«^

511 «t-

sn-i^iț

mi M\n

5MMT3J1

HKWtJI

t1*D4.M

*ne%»

i1 «4«<*aa

■ < 4;r «

MM447

____stata

uwm

U*MI

«imuî

mui>

’J ** F-

WKJ»

WMJ.w

1*1 1MMI

1*1 4« *

re «au

IMm| *»

țMț-1.471

. ***«

• w

Ml IJ11’

mi v»n

MWlM

nuow

1»1M M

m no?

MA-tțA

I<4*?ir

■■i’l *11 M

W 314.1»

_ AMMK3

reiH.l1

Ut M»«

•-

—

_ . HtîMl

wm?i

nm.*-

.J71U.3JI

— num

IrtWUî

re *4 ti

MKMKM

IWMM1

IM MMI

Ui *««.«:

--IUMMi

tnwKw

» —

-Ml

i tl

Ftamtan -mS-mU

«HM.

U.IM *1

11T.ITKC

m~\i*

— K"

KM-

MIM

jm.li

J7 U1J4

.. K-

. . *■

K—

tnMwtdrM

■MM

.. . .KW

■ M

nrriL LNnUtUpE MHHU44

Umi m

.....IWalt.14

imn* «i»“

Wm.l'l

mmj.

*1-41’,•

U+’M*

mm,»:

4UMH

miun

>*itir

_ w*w»

--——

M1 w\4l

»M14T.’I

FUXW MHEMK

? ^M

lUlMM

n«U*

ikhkm

111. Mijii

lUMuti

___yu^*i

..KMK^

. tJL*W

I4M>

. Mi-rv*-

p«MM»

UtWM

mit ut MMLRAU 'mniATtwN

IM«W

HX'.H

urnit

miotr

WUIM

__4MJILW

__«M?V*

1911-71, W

,«wn

«un*»»

_jLULHsa

imnur

Tabel 44. Rezultatele analizei financiare

E.2.2 Banaflcii ai costuri economic*

	Beneficii	Valoare unitara [unda M aplici)	Valoare totala (In M. aduiflzjtil	% din total benaflcll	Valoare totala (in (. sduaOuia)
1	Beneficii Conversie Venit		4.165.775.6B7	96 74%	841.772 SSS 13
2	Beneficii extemalrtati		140.454.601	3,26%	28.374,66fl 86
	Costuri	Valoare unitara {und* m aptlcsț	Valoare totala [In UL KtuiiUiM)	% din total costuri
1	Costuri economice de investiție		440 297	0,02%	88 948 9)
2	Costuri de operare economice		2 544.729.3S6	99,98%	514.086.744 73

Tabel 45. Beneficii și costuri economice

E.2.3 Principalii indicatori ai analizei economice

	Principalii parametri si indicatori	Values
1	Rata de actualizare sociala (%)	5,00%
2	Rata de rentabilitate economica (RIRE) (%)	1577,77%
3	Valoarea actualizata neta (lei)	1.761.794.659,27
3	Valoarea actualizata neta (euro)	355.918.112,98
4	Raportul cost-beneficiu	0,59

Tabel 46.

Principalii indicatori ai analizei economice

e.) durata estimată de execuție a obiectivului de investiții, exprimată în luni.

Durata proiectului este de 28 luni (in care sunt incluse perioadele de dezvoltatrea documentațiilor aferente si 24 luni perioada efectiva de execuție _ proiectare si realizare efectiva ).

EFICIENȚA INVESTIȚIEI
lei/tep	lei/t ech CO2
10773,4	3833,8

	UM	Valoarea
Valoarea investiției, fără TVA	[ei	520037795,6
Termenul de punere în funcțiune	luni	28
Durata de recuperare a investiției »	luni	127
Durata de viață rămasă a echipamentelor principale din instalația în cadrul căreia se implementează proiectul	luni	0

Tabel 47. Durata estimată de execuție și de recuperare a investiției

anul 1 de operare
	UM	Valoarea
Economia de energie	tep	15155
anul 1 de operare
	UM	Valoarea
Reducerea de emisii GES	t ech COj	42870

Tabel 49. Economia de energie și reducerea de emisii GES

5.5 Prezentarea modului în care se asigură conformarea cu reglementările specifice funcțiunii preconizate din punctul de vedere al asigurării tuturor cerințelor fundamentale aplicabile construcției, conform gradului de detaliere al propunerilor tehnice

reglementări specifice

In faza de proiect tehnic: Se vor respecta normativele în vigoare.

In faza de execuție: Se vor respecta normativele în vigoare precum și în special instrucțiunile producătorilor de echipamente privitoare la montaj, probe la rece șî la cald, punere în funcție.

In faza de operare: Se vor respecta normativele aferente în vigoare instrucțiunile producătorilor de echipamente privitoare la operare și mentenanță 5.6. Surse de finanțare a investiției

Sursele de finanțare care pot fi accesate pentru realizarea investiției sunt următoarele:

- Programul Termoficare 2020-2027 (PT)

Programul Național de Redresare și Reziliență 2022-2026 (PNRR C.6 1.3)

Programul Operațional Dezvoltare Durabilă 2020-2024 (PODD)

- Fondul de modernizare 10(d) 2021-2030 (FM)
- InvestEU

Acest studiu de fezabilitate a fost elaborat luând în considerare cerințele de finanțare ale Planului Național de Redresare și Reziliență (PNRR), Pilonul I. Tranziția Verde, Componenta 6. Energie. Măsura de Investiții 1.3 — “Dezvoltarea de capacități de producție pe ga:, flexibile și de înaltă eficiență, pentru cogenerarea de energie electrică și termică (CHP) în sectorul încălzirii centralizate, în vederea atingerii unei decarbonizăriprofunde".

PNRR C6 1.3 CHP 2022-2026

Condițiile de finanțare prin Programul Național de Redresare și Reziliență se regăsesc în cadrul Anexei 9.11 - PNRR „Ghid Specific” 30.06.2022.

... [rezumat] ...

LEGISLAȚIE:

- Regulamentul 241/2021/UE de instituire a Mecanismului de Redresare și Reziliență; Directiva 2012/27/UE a Parlamentului European și a Consiliului din 25 octombrie 2012 privind eficiența energetică, de modificare a Directivelor 2009/125/CE și 20I0/30/UE și de abrogare a Directivelor 2004/8/CE și 2006/32/CE, denumită în continuare Directiva privind eficiența energetică;

Decizia Comisiei nr. 809/2021/CE de punere în aplicare a Planului Național de Redresare și Reziliență;

- Comunicarea Comisiei referitoare la Orientările privind ajutoarele de stat pentru climă, protecția mediului și energie 2022;

Recomandarea Comisiei privind definirea microîntreprinderilor și a mijlocii din 6 mai 2003 (2003/361/EC);

- Legea serviciilor comunitare de utilități publice nr. 51/2006;
- Legea serviciului public de alimentare cu energie termică nr. 325'2006;
- Legea nr. 121/2014 privind eficiența energetică;
- OUG nr. 77/2014 privind procedurile naționale în domeniul ajutorului de stat, precum și pentru modificarea și completarea Legii concurenței nr. 21/1996;
- HG nr. 163/2004 privind aprobarea Strategiei naționale în domeniul eficienței energetice;
- HG nr. 203/2019 privind aprobarea Planului național de acțiune în domeniul eficienței energetice IV;

HG nr. 1.076 din 4 octombrie 2021 pentru aprobarea Planului național integrat în domeniul energiei și schimbărilor climatice 2021-2030.

OUG nr. 124/2021 privind stabilirea cadrului instituțional și financiar pentru gestionarea fondurilor europene alocate României prin Mecanismul de redresare și reziliență, precum și pentru modificarea și completarea Ordonanței de urgență a Guvernului nr. 155/2020 privind unele măsuri pentru elaborarea Planului național de redresare și reziliență necesar României pentru accesarea de fonduri externe rambursabile și nerambursabile în cadrul Mecanismului de redresare și reziliență.

PT 2019-2027

https://www.mdlpa.ro/pages/programultermoficare20062020

SCOP: Programul Termoficare se implementează în perioada 2019-2027 și va finanța proiecte de investiții noi și proiecte aflate în derulare care au fost începute în temeiul Hotărârii Guvernului nr. 462/2006, republicata, cu modificările și completările ulterioare, cu respectarea prevederilor Ordonanței de Urgență nr. 53/2019 și ale Hotărârii Guvernului nr. 1.069/2007 privind aprobarea Strategiei energetice a României pentru perioada 2007-2020.

Scopul Programului Termoficare este de a asigura continuarea lucrărilor de investiții pentru modernizarea, reabilitarea, retehnologizarea și extinderea sau înființarea sistemelor de alimentare centralizată cu energie termică a localităților.

FINANȚARE:

Finanțarea Programului Termoficare se realizează din următoarele surse:

a) sume din transferuri de la bugetul de stat prin bugetul Ministerului Dezvoltării, Lucrărilor Publice și Administrației;
b) sume din transferuri din bugetul Fondului pentru mediu, în limita sumei de 400.000 mii lei;
c) sume din bugetele locale.

Cota de cofinanțare din bugetul MDLPA este de maximum 85% din totalul cheltuielilor eligibile ale proiectului, iar contribuția de Ia bugetul local va fi de minim 15%.

Cofinanțarea obiectivelor/proiectelor din cadrul Programului Termoficare cu sume din bugetul M.L.P.D.A. se realizează prin transferuri către bugetele locale, în limita creditelor de angajament și a creditelor bugetare prevăzute anual cu această destinație.

SUME ALOCATE:

Pentru anul 2022, potrivit Legii bugetului de stat pe anul 2022 nr. 317/2021, pentru Programul Termoficare sunt prevăzute:

- credite bugetare: 50 milioane lei;

credite de angajament: 290 milioane lei.

Pentru anul 2021, de la Fondul de mediu au fost prevăzute credite bugetare: 66,5 milioane lei;

următoarele sume:

- credite de angajament: 30 milioane lei

LEGISLAȚIE:

- O.U.G. nr. 53/2019 privind aprobarea Programului multianual de finanțare a investițiilor pentru modernizarea, reabilitarea, retehnologizarea și extinderea sau înființarea sistemelor de alimentare centralizată cu energie termică a localităților și pentru modificarea și completarea Legii serviciilor comunitare de utilități publice nr, 51/2006
- Ordinul ANRE nr. 13/2020 pentru aprobarea Regulamentului de emitere a avizelor tehnice privind eficiența energetică în cadrul Programului Termoficare. Abrogă Ordinul ANRE nr. 188/2020.

DOCUMENTE NECESARE:

- Cererea de finanțare împreună cu documentele anexă solicitate în OUG 53/2019
- Strategia de alimentare cu energie termică a localității, care cuprinde lucrările ce se doresc finanțate
- Hotărârea Consiliului Local/Județean de aprobare a Strategiei de alimentare cu energie termică a localității
- Studiul de fezabilitate al proiectului, întocmit conform normelor în vigoare (va conține calculul EEP, calculul de reducere GES, durata de recuperare a investiției)
- Hotărârea Consiliului Local/Județean de aprobare a Studiului de Fezabilitate
- Avizul tehnic ANRE privind eficiența energetică, presupune înaintarea unei documentații formată din documentele mai sus menționate la care se adaugă:

o Cererea pentru solicitarea avizului tehnic ANRE privind eficiența energetică o Fișa privind eficiența investiției, completată conform Regulament ANRE o Memoriul tehnico-economic aferent fișei privind eficiența investiției

CONDIȚII DE ELIGIBILITATE:

- Sunt eligibile soluțiile de producere a energiei termice care să demonstreze definiția pentru "sisteme eficiente de alimentare centralizată cu energie termică" stabilită în cadrul Directivei EED 27/2012/EU privind eficiența energetică (art. 2 pct. 41), prin care livrarea ET în cadrul SACET trebuie obținută astfel: cel puțin 50% ET produsă din surse regenerabile, sau cel puțin 50% ET produsă din căldură reziduală, sau cel puțin 75% ET produsă în cogenerare de înaltă eficiență, sau cel puțin 50% ET produsă dintr-o combinație de surse ET de tipul celor sus-menționate
- Fundamentarea investiției se face printr-un studiu de fezabilitate corelat cu strategia locală de alimentare cu energie termică a localității și cu programul propriu de îmbunătățire a eficienței energetice,

FM 2021-2030

Se regăsește in : http://energie.gov.ro fondul-de-modernizare'

PODD 2020 - 2024

Programul Operațional Dezvoltare Durabilă Axa prioritară 1: Promovarea eficienței energetice, a sistemelor și rețelelor inteligente de energie și a soluțiilor de stocare și reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră

DOMENIU:

- Digital izare
- Eficiență energetică
- Energie
- Tranziție verde

BUGET:

470 milioane EUR, din care:

- 400 mii. EUR finanțare UE
- 70 mii. EUR de la Bugetul de stat

FINANȚARE:

Finanțarea UE se va realiza astfel:

- din FEDR : 300 mii EURO
- din FC: 100 mii EURO

COFINANȚARE:

- 85% pentru regiunile mai puțin dezvoltate
- 40% pentru regiunile mai dezvoltate

PĂRȚI IMPLICATE:

Instituția finanțatoare: Comisia Europeană

Direcția Generală din cadrul Comisiei Europene care gestionează programul: Direcția Generală Mediu (DG ENV)

- Autoritatea de Management: Ministerul Investițiilor și Proiectelor Europene

OBIECTIVE SPECIFICE:

promovarea eficienței energetice și reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră

- dezvoltarea de sisteme inteligente de energie, rețele și stocare în afara TEN-E

AXE DE FINANȚARE:

1. îmbunătățirea eficienței energetice a IMM-urilor și a întreprinderilor mari
2. Sisteme de distribuție inteligentă a energiei electrice și soluții de stocare sau Sisteme și rețele inteligente de energie și soluții de stocare

ACTIVITĂȚI ELIGIBILE:

- proiecte demonstrative și de eficiență energetică în IMM-uri și măsuri de sprijin adiacente
- proiecte de eficiență energetică în întreprinderile mari și măsuri de sprijin adiacente
- modernizarea/ extinderea rețelelor termice primare și secundare din sistemele de alimentare cu energie termică, inclusiv a punctelor termice

. - cogenerare de înalță eficiență în termoficare urbană

construcție rețele noi de distribuție a gazelor naturale doar pentru conectarea noilor centrale pe gaz care înlocuiesc vechile centrale pe cărbune

- promovarea utilizării de echipamente și sisteme inteligente pentru asigurarea calității energiei electrice

implementarea de soluții digitale pentru localizarea/ izolarea defectelor și realimentarea cu energie în mediul rural și urban

- digitalizarea stațiilor de transformare și soluții privind controlul rețelei de la distanță -integrare stații în SCADA
- măsuri de creștere a adecvanței SEN prin investiții în soluții de flexibilitate
- implementarea de soluții privind stocarea energiei “behind the meter”
- implementarea de soluții privind stocarea energiei

COMPLEMENTARITATE CU ALTE PROGRAME:

Programul Operațional Regional, care sprijină dezvoltarea de regiuni cu orașe smart și prietenoase cu mediul, educate și atractive

- Programul Operațional Tranziție Justă Axa 2. care susține investiții în tehnologii și infrastructuri pentru o energie curată cu emisii reduse

Fondul de acțiune în domeniul managementului energiei durabile, care susține managementul energiei durabile la nivelul localităților sărace/subdezvoltațe-din-Român ia, prin investiții în furnizarea de energie și termoficare

- Planul Național de Redresare și Reziliențâ, prin promovarea acțiunilor legate dezvoltarea infrastructurii de gaze naturale și alte gaze verzi sau referitor la reforma sectorului industrial, a IMM-urilor și / sau a întreprinderilor mari prin creșterea indicatorului de eficiență energetică
- Granturile SEE și Norvegiene, care finanțează și proiecte din domeniul securității energetice, prin creșterea accesului la electricitate a gospodăriilor
- Mecanismul Interconectarea Europei, care își propune dezvoltarea rețelelor electrice transeuropene și digitalizarea acestora, inclusiv sporirea capacității de stocare a energiei
- Orizont Europa, în ceea ce privește investițiile inovatoare în energie

Fondul de modernizare, care finanțează acțiuni privind eficiența energetică și modernizarea rețelelor și sistemelor energetice

- Fondul de inovare, care susține tehnologiile inovative cu emisii reduse de carbon din sectoare precum energie regenerabilă și stocare de energie produsă de aceste instalații sau captarea și stocarea carbonului
- Fondul european pentru eficiență energetică, care vizează investițiile de eficiență energetică și energie regenerabilă la scară mica, în special în mediul urban, promovate de autoritățile locale, inclusiv investiții legate de cogenerarea de înaltă eficiență, microgenerare, rețele de încălzire/ răcire centralizată

LEGISLAȚIE:

- Regulamentul 1 060/202 1 /EU: hltps ..eur-lcx europa eu legal-cnntenVrN. TXTnurr CELrX32021R1060

InvestEU

Se regăsește in : httDs://investeu.europa.eu/index ro

Recomandări

Din analiza situației SACET Arad se recomanda pentru etapa de dezvoltare prevăzută in actuala documentație de SF folosirea posibilităților de accesare fonduri PNRR . Pentru următoarea etapa de dezvoltare conform strategiei actualizate se recomanda folosirea cu prioritate a ajutorului de stat prin programul de termoficare 2021-2027.

5.6 Nominalizarea surselor de finanțare a investiției publice, ca urmare a analizei financiare și economice: fonduri proprii, credite bancare, alocații de la bugetul de stat/bugetul local, credite externe garantate sau contractate de stat, fonduri externe nerambursabile, alte surse legal constituite

Finanțare PNRR

In in Cheltuieli neeligibile sunt luate in calcul numai costurile pentru investiția specifica pentru o centrala termica echivalenta (înlocuitoare pentru partea de cazane de 104,5 MWt din investiție ) in conformitate cu valoarea stabilita corespunzător de ANRE in Ordinul 78 din 8 iunie 2022 (70.000 €/MW ) avand in vedere ca valoarea totala a investiției este fara TVA .

Nr. crt.	Surse de finanțare	Valoare lei
1.	Valoarea totala a proiectului, tliit care:	520.037.796
I.O.	Valoarea neeligibila a proiectului	36209250
Lh.	Valoarea eligibila a proiectului	483.828.546
I.c.	TVA	98.807.181

li.	Contribuția proprie iu proiect, din care:	36209250
Il.a.	Contribuția solicitantului la cheltuielile eligibile	0
H.b.	Contribuția solicitantului la cheltuielile neeligibile	36209250
II.c.	Autofinanțarea proiectului	0
Il.d.	TVA	6879757,5
III.	Asistenta financiara neranibursabila solicitata	483.828.546

Tabel 50. Finanțare posibila prin PNRR

6 URBANISM, ACORDURI ȘI AVIZE CONFORME
- 6.1 Certificatul de urbanism emis în vederea obținerii autorizației de construire

A se consulta capitolul anexe.

6.2 Extras de carte funciară, cu excepția cazurilor speciale, expres prevăzute de lege

A se consulta capitolul anexe.

6.3 Actul administrativ al autorității competente pentru protecția mediului, măsuri de diminuare a impactului, măsuri de compensare, modalitatea de integrare a prevederilor acordului de mediu în documentația tehnico-economică

A se consulta capitolul anexe.

6.4 Avize conforme privind asigurarea utilităților

A se consulta capitolul anexe.

6.5 Studiu topografic, vizat de către Oficiul de Cadastru și Publicitate Imobiliară

A se consulta capitolul anexe.

6.6 Avize, acorduri și studii specifice, după caz, în funcție de specificul obiectivului de investiții și care pot condiționa soluțiile tehnice

A se consulta capitolul anexe.

STUDIU DE FEZABILITATE

Sursă de producere a energiei termice și electrice prin cogcnerare de înaltă eficiență

Implementare proiect la sursă CETH Arad

7 IMPLEMENTAREA INVESTIȚIEI
- 7.1 Informații despre entitatea responsabilă cu implementarea investiției
  
  UAT Municipiul Arad

Adresa: Bd. Revoluției nr. 75, Arad, RO 310130

Tel: +40 257 281850, Fax: +40 257 284744, E-mail: primărie:» primariaarad.ro

CUI: 3519925

7.2 Strategia de implementare, cuprinzând: durata de implementare a obiectivului de investiții (în luni calendaristice), durata de execuție, graficul de implementare a investiției, eșalonarea investiției pe ani, resurse necesare

Durata de implementare a obiectivului de investiție: 28 luni.

Durata de execuție: 24 luni

Graficul de implementare a investiției: vezi cap.3.5

Resurse necesare:

Buget de stat: 483.828.546 RON ( fara TVA )

Buget local: 36.209.250 RON (fara TVA }

Planul de acțiune pentru implementarea proiectului cuprinde toate aspectele referitoare la pregătirea aplicației și implementarea proiectului.

Planul de acțiune este elaborat ținând seama de cerințele legale, administrative, instituționale și de mediu conform legislației UE și naționale.

De asemenea, Planul de acțiune este astfel elaborat încât să fie respectate termenele de conformare pe parte de mediu.

în Planul de acțiune sunt prevăzute activitățile necesare, perioada de derulare, termenele de finalizare și entitățile responsabile si cuprinde concret:

Derularea procedurii de evaluare a impactului asupra mediului

Derularea procedurii de obținerea avizului de eficiență energetică de la ANRE

Derularea procedurilor de achiziție pentru proiectul propuse

în privința posibilităților de finanțare, pe lângă capitalul propriu și capitalul privat, există posibilități de cofinanțare. unele concrete, și altele în curs de pregătire.

7.3 Strategia de exploatare/operare și întreținere: etape, metode și resurse necesare

Anexat.

7.4 Recomandări privind asigurarea capacității manageriale și instituționale

capacitatea managerială și instituțională

Consultarea publică pe parcursul implementării investiției propuse

- Mecanismele de comunicare, trebuie să asigure, faptul că părțile interesate pot să se exprime cu privire la activitățile curente planificate, și să prezinte progresul privind implementarea proiectelor, prin consultare publică:
- Stabilirea unui forum cu caracter regulat pentru consultare, formulaje-depolitici și feedback cu privire la probleme practice și obstacolele în calea procesului <fp^bd^îza\a a SACET ^Arad- /<yxA. W
- Organizarea de consultări cu caracter regulat, sub formă de conferințe anuale, cu principalele părți interesate, privind progresul implementării investiției, și discuții referitoare la acțiunile corective și îmbunătățiri propuse pentru implementarea lucrărilor propuse, care ar putea reprezenta un instrument de orientare pentru măsuri corective.
- Comunicarea consolidată cu publicul pentru a explica de ce este eficiența energetică importantă, cu exemplificarea beneficiilor sociale și economice
- Diseminarea rezultatelor și a impactului pozitiv pentru a sprijini finanțarea și implementarea continuă a SACET și pentru a asigura angajamentul politic continuu atât pe plan local cât și național.

Activitățile principale;

- Acțiuni de informare la nivel local prin TV, radio, internet și social media
- campanii de educare pentru a informa utilizatorii cu privire la utilizarea eficientă a energiei
- campanii de informare pentru utilizatorii de clădiri de birouri neracordați la SACET
- informații despre programele de renovare și disponibilitatea opțiunilor de finanțare, costurile măsurilor implementate, beneficiile efective obținute, soluții climatice privind aerul din spațiile interioare și utilizarea surselor de energie regenerabile.

Sondaje periodice și activități de monitorizare

Sondajele periodice pot urmări nivelul de satisfacție, beneficiile, preocupările și alte feedback-uri pentru a îmbunătăți programele viitoare. Propunerile de măsuri, redate mai jos, pot fi în folosul unei îmbunătățiri posibile a activităților de eficientizare necesare pentru dezvoltarea optimă a proiectelor prevăzute în actualul studiu de fezabilitate.

UAT Arad trebuie să folosească, în viitor, modelul de colectare și raportare a datelor pus la dispoziție autoritatea de reglementare a energiei, ANRE, și să actualizeze Planul de acțiune pentru energie al municipiului pentru a obține fonduri UE.

- UAT ar trebui sa aibă capacitatea capacitatea de a prelucra și raporta datele obținte din informațiile de la contoarele de energie și din facturi.
- Pregătirea datelor trebuie organizată corespunzător din punct de vedere al timpului de pregătire, pentru a asigura cadrelor de specialitate să prelucreze documentația cât se poate de exact, pentru a oferi cele mai potrivite concluzii și soluții.
- Aplicarea criteriilor de atribuire a contractelor de achiziții publice în funcție de complexitatea și specificul contractului nu sunt destul de clare. UAT Arad ar trebui să renunțe pe cât se poate la criteriul "prețul cel mai scăzut". Utilizarea altor criterii de atribuire presupune identificarea unor factori de evaluare relevanți pentru natura contractului de achiziție publică, respectiv evaluarea propunerilor conform factorilor identificați de personal calificat în materie de achiziții publice
- Din cauza lipsei de date, există riscul ca studiul de fezabilitate a SACET să ajungă să fie doar o listă de opțiuni. Pentru a găsi o modelare mai aproape de realitate, baza de date pe care se bazează, studiul actual, ar trebui să includă și informații privind locuințele individuale.
- Pentru monitorizarea, proiectului de dezvoltare SACET Arad, UAT ar trebui să stabilească

responsabilitățile în materie de implementare prin constituirea unui Comitet de Implementare. Studiul de fezabilitate, o dată aprobat prin HCL, trebuie să fie pus în aplicare și proiectul propus să fie implementat. Pentru o dezvoltare eficientă a proiectelor de imple tat, HCL ar trebui să sublinieze rolul instituțiilor, măsurile, termenele-limită, comp gJ^tUțîltQților publice locale.

Pentru ca scenariul din studiu, să fie pus în aplicare corect, și în mod sistematic este nevoie de colectarea, datelor specifice necesare. Pentru SACET, baza de date ar trebui realizată în GIS, pentru a arăta nivelul de implementare realizat.

Principalele două cauze ale calității reduse a lucrărilor în sistemul de termoficare sunt nerespectarea legislației în domeniu de către companiile de construcții și calitatea redusă a materialelor/echipamentelor pe care acestea le folosesc. Capacitatea instituțională limitată, împiedică asumarea responsabilității procesului de verificare și de elaborarea de indicatori. Calitatea lucrărilor ar putea fi crescută prin introducerea unor verificări secundare din partea unor specialiști din domeniu .

Calitatea propunerilor și evaluărilor proiectelor din energie finanțate din fonduri publice (și UE) este foarte scăzută. Calitatea muncii este, de asemenea, slabă, cu întârzieri în implementare și cu materiale de calitate scăzută. Calitatea lucrărilor este mai bună pentru intervențiile de EE finanțate prin împrumuturi comerciale, deoarece băncile angajează experți independenți pentru a evalua proiectul și lucrările.

- Lipsa unei expertize tehnice din partea UAT-urilor conduce la utilizarea exclusivă/excesivă a criteriului de atribuire "prețul cel mai scăzut" în cadrul procedurilor de atribuire a contractelor de lucrări/proiectare și execuție, fapt ce poate conduce la o calitate îndoielnică a lucrărilor executate/serviciilor prestate.

De cele mai multe ori, companiile de servicii energetice, sunt descurajate să se implice în lucrările unde achiziția se bazează pe prețul cel mai mic, ducând la imposibilitatea obținerii de profit.

- Renovarea clădirilor rezidențiale are legătură cu termoficarea. Valorile medii ale consumului de energie raportate, nu sunt corecte, deoarece multe apartamente nu sunt încălzite în mod adecvat, sau nu au înlocuit termoficarea cu alte surse de încălzire Deoarece UE promovează eficiența energetică în sistemul de termoficare, ar trebui intensificate acțiunile de reconectare a codominiilor la rețeaua centralizată de termoficare

Baza de date privind consumul energetic elaborată de OER trebuie folosită pentru a îmbunătăți consumul energetic. Obiectivul actual este atingerea unui consum de energie de 130 kWh/mp an.

Trebuie înlăturate pro Hemeledegate de procedura de achiziții publice care diîc la reticențe în organizarea de licitații datorită temei de urmărire penală

în contextul de aplicare a studiului de fezabilitate, ar fi important să se includă și să se țină seama de cele mai bune practici existente la nivelul unor municipalității, atât din Romînia, cât și din EU

Datele privind consumul de energie trebuie verificate de două ori. S-ar putea adăuga alte date, cum ar fi date de la furnizorii de energie electrică, mai multe informații despre datele privind consumurile energetice ale clădirilor de la furnizorii de electricitate și gaz

Reabilitatea SACET pe termen lung ar trebui să fie mai strâns legat de planificarea urbană. UAT Arad trebuie să se țină cont de intervențiile aplicate în etape.

Dezvoltarea proiectelor din strategie trebuie să permită, pe lângă soluțiile clasice și intervenții care să ducă la creșterea calității prin soluții alternative și inovatoare. Prelungirea duratei de viață a componentelor SACET trebuie dublată prin măsuri care să genereze calitate făcând utilizarea lor atractivă și funcțională.

Prin promovarea de exemplele de bune practici existente, analizate din perspectiva suportabili tații și sustenabilității se pot genera modele de optimizare pentru autoritățile locale. UAT si operatorul SACET .

în analiza finanțării trebuie să se includă și să se monetizeze și toate beneficii potențiale inclusiv cele legate de sănătate si de sărăcia energetică. Soluțiile, dyj dțcWțmtațiile de implementare a proiectelor prevăzute în studiul de fezabilitate ppfyitid'TlezvbltarSACET Arad trebuie să fie proiectate în moduri flexibile pentru a asigur0ma$îmi£area'poziționării ied ■ v.

S B PROARCOR

CONSULTING

potențialelor perturbări tehnologice iar la aprecierea impactul financiar să se includă costurile totale de exploatare și întreținere.

- Bazele de date ale documentațiilor ar trebui stocate și partajate într-o manieră sigură și fiabilă.
- Consultarea care implică organele de decizie la nivelul UAT și al operatorului SACET ar putea sprijini creșterea gradului de conștientizare cu privire la studiul de fezabilitate și crește probabilitatea implementării acestuia cu succes.
- Este necesar un inventar al fondului de consumatori și crearea unei baze de date centralizată care sa stea la baza scenariilor studiului de fezabilitate și a proiectelor tehnice aferente.
- Scenariile propuse adecvate, necesită, după implementarea lor, o monitorizare corespunzătoare și vor trebui readaptate în timp, dacă ritmul de implementare nu este satisfăcător. Planurile de acțiune necesare noi trebuie să fie detaliate pentru a se asigura o implementare adecvată, iar indicatorii trebuie să fie realiști și practici.

Recomandări pentru creșterea eficientei SACET

Realizarea unei baze de date pentru toate componentele de sistem si folosirea exemplelor de buna practică, atât în operare, cât și în faza de dezvoltarea proiectelor tehnice.

8 Concluzii și recomandări

8.1 Folosirea maximă a potențialului de cogenerare la nivelul SACET Arad

Având în vedere:

- potențialul de energie termică rămasă actual fără a fi produsă prin cogenerare de înaltă eficiență în SACET Arad (potențial de pana la între 50 MWe) se recomandă:
- Completarea în viitorul apropiat și mediu a sursei CET Arad cu instalații noi de cogenerare de înaltă eficiență pentru a ajunge la creșterea ponderii energiei termice livrate „la gard” la peste 85 %. - Extinderea SACET în viitorul imediat și mediu cu zone din municipiu și din localitățile apropiate care în prezent nu sunt racordate la SACET.
- pentru punctele termice care au pierderi de energie termică peste 50% trebuie efectuate analize pe ramuri și trebuie stabilite soluții pentru reducerea acestora, cum ar fi: renunțarea la anumiți consumatori izolați aflațt la capăt de rețea, instalarea unor surse regenerabile pentru perioada de vara, etc.
- începerea acțiunii de reabilitare rețele termice secundare, acțiune în cadrul căreia se vor redimensiona conductele, se vor monta conducte de recirculație a apei calde de consum și elemente de reglare la fiecare scara, prin montajul buclei de echilibrare hidraulica pentru circuitul de încălzire la nivel de scara de bloc/bloc, funcție de locul de delimitare a instalațiilor intre operatorul sistemului de alimentare cu căldură și asociație de locatari / proprietari;

8.2 Dezvoltarea proiectului conform Scenariului S2

Având în vedere:

- dependența eficienței proiectului de un flux de numerar pozitiv pe perioada de referință luată în analiză, condiție care nu este satisfăcută nici de scenariul S și nici de Scenariul S2 fără o schema de sprijin pentru cogenerarea de înaltă eficiență;
- rezultatul economic pozitiv pentru Scenariul S2;

pentru dezvoltarea proiectului se recomandă: Realizarea proiectului conform configurației Scenariului S2.

8.3 Dezvoltarea proiectului

în cazul în care prin legislația specifică va fi stabilită o formă de sprijin adecvată pentru cogenerarea de înaltă eficiență concretizată pentru folosirea hidrogenului în amestec cu gazul natural sau folosirea hidrogenului pur fie printr-un bonus fie printr-un preț reglementat la un nivel corespunzător se recomandă:

Reactualizarea studiului de fezabilitate în perspectiva noilor condiții cheie de preț și schema de sprijin pentru energia utilă produsă prin cogenerare și dezvoltarea sursei de producție pentru SACET Arad cu o instalație CHP "Scenariu S2" dimensionată corespunzător conform temei de proiect.

8.4 Strategie

De asemenea având în vedere:

noua directivă de eficiență energetică EED (27/2012/EU).

Parlamentul European. în vederea adoptării;

- cerințele de îmbunătățire privind eficiența energetica primară și mărirea ponderii energiei din surse regenerabile la nivelul furnizării de încălzire și răcire, pentru un sistem eficient de încălzire și răcire centralizată etapizate după cum urmează:

a) până la 31 decembrie 2025, un sistem care utilizează cel puțin 50% energie din surse regenerabile, 50% căldură reziduală, 75% energie termică cogenerată sau 50% dintr-o combinație de energie și căldură de tipul celor sus-menționate;
b) începând de la 1 ianuarie 2026, un sistem care utilizează cel puțin 50% energie din surse regenerabile, 50% căldură reziduală, 80% energie termică cogenerată de înaltă eficiență sau cel puțin o combinație a acestor tipuri de energie termică care intră în rețea, unde ponderea energiei din surse regenerabile este de cel puțin 5%, iar ponderea totală a energiei din surse regenerabile, a energiei reziduale sau a energiei termice cogenerate de înaltă eficiență este de cel puțin 50%
c) de la 1 ianuarie 2035, un sistem care utilizează cel puțin 50% energie din surse regenerabile și căldură reziduală, în care cel puțin 20% provine din RES;
d) de la 1 ianuarie 2045, un sistem care utilizează cel puțin 75% energie din surse regenerabile și căldură reziduală, în care cel puțin 40% provine din RES;
e) de la 1 ianuarie 2050, un sistem care utilizează exclusiv energie din surse regenerabile și căldură reziduală, în care cel puțin 60% provine din RES.

- potențialul de energie termică rămasă actual fără a fi produsă prin cogenerare de înaltă eficiență în SACET Arad;

se recomandă:

- Completarea în viitorul apropiat și mediu a sursei SACET Arad cu instalații noi de cogenerare de înaltă eficiență pentru a ajunge la creșterea ponderii energiei termice livrate „la gard" la peste 85%, respectiv prin creșterea ponderii energiei din resurse regenerabile:

o prin introducerea hidrogenului verde în amestec cu gazul natural atât pentru instalația de cogenerare cu motoare termice cât și la instalația de producere a energiei termice cu cazane, utilizând:

■ rețele de gaz upgradate care să asigure un procent de până la 15-25 %vol H2 (măsură care depinde de dezvoltarea acestei infrastructuri, prin politicile energetice și măsurile investiționale ale Guvernului României);
■ electrolizoare proprii pentru producerea locală a hidrogenului verde, prin achiziția energiei electrice verzi din piață (uzual, energie eoliană, energie fotovoltaică);
o prin dezvoltarea de noi capacități care utilizează resurse regenerabile (de exemplu, centrală de energie termică solară, pompe de căldură) sau prin extinderea capacității centralei pe biomasă în măsura în care se prevede spațiu de dezvoltare în acest sens;

o prin dezvoltarea de capacități de producere a energiei electrice regenerabile (energie electrică solară / fotovoltaică), împreună cu instalații de conversie în energie termică (cazane electrice de apă caldă / fierbinte), sau cu instalații de conversie în hidrogen verde și stocare în vederea transformării ulterioare în energie termică și/sau energie electrică.

- Extinderea SACET în viitorul imediat și mediu cu zone din municipiu și din localitățile apropiate care în prezent nu sunt racordate la SACET.
- Pentru punctele termice care au pierderi de energie termică peste 50% pe ramuri și trebuie stabilite soluții pentru reducerea acestora, cum ar

consumatori izolați aflați la capăt de rețea, instalarea unor surse regenerabile pentru perioada de vară. etc.

- începerea acțiunii de reabilitare rețele termice secundare, acțiune în cadrul căreia se vor redimensiona conductele, se vor monta conducte de recirculație a apei calde de consum și elemente de reglare la fiecare scară, prin montajul buclei de echilibrare hidraulică pentru circuitul de încălzire la nivel de scară de bloc / bloc, funcție de locul de delimitare a instalațiilor între operatorul sistemului de alimentare cu căldură și asociație de locatari / proprietari;

8.5 Anexa debranșări / rebranșări

Ținând cont de reducerea necesarului specific de energie termică „la gard“ în SACET datorită efectelor de retehnologizare la nivelul rețelelor și a punctelor termice cu impact pozitiv asupra pierderilor termice și masice de la actual cea. 52 % la cca. 12 % în anul 2028, a reducerii necesarului de încălzire cauzat de investițiile de reabilitare termică a blocurilor prin inițiative particulare sau prin finanțare de la Primăria Municipiului Arad, a măririi ecartului de temperatură în vederea reducerii consumului de energie electrică necesar pentru pompare, echilibrării hidraulice a rețelei de distribuție prin folosirea de regulatoare de presiune diferențială cu efect pozitiv în păstrarea parametrilor de funcționare optimi și reducerea pierderilor de căldura prin radiație, precum și creșterea efectivă a necesarului de căldură pentru populație cauzat de oprirea procesului de debranșări din SACET începând cu anul 2022, stimularea de rebranșări prin strategia de marketing a societății de Termoficare bazată pe situația actuală a pieței de energie pe plan local, prin luarea unei decizii de interzicere a centralelor de apartament în următorii 3-4 ani, introducerea unei taxe pentru emisia de CO2 și nu în ultimul rând prin racordare de noi consumatori conform strategiei de termoficare actualizată în 2022 a Municipiului Arad , acțiuni care conform estimărilor vor determina o creștere a necesarului cu 3% pe an până la nivelul anului 2028.

8.6 Recomandarea consultantului

Consultantul recomandă respectarea următoarelor prevederi din decizia senatului din data de 09.04:2019 privitoare la “Legea pentru modificarea și completarea Legii serviciului public de alimentare cu energie termică nr.325/2006, pentru modificarea alin.(5) al art. 10 din Legea nr. 121/2014 privind eficiența energetică și pentru completarea alin.(3) al art.291 din Legea nr.227/2015 privind Codul fiscal" în care :

a. la art. 1, punctul 3, legea prevede rcdefinirca conceptului de condominiu în vederea stabilirii zonelor unitare de încălzire.

Condominiu: Este un concept energetic legat de soluția de încălzire unitară, aceeași în toate apartamentele condominiilor, practicat pe scară lângă în multe state necesar pentru întărirea sistemelor centralizare de termoficare care sunt, potrivit specialiștilor, cele mai eficiente sisteme, nu prezintă riscuri pentru consumatorii finali și au un grad mai redus de poluare.

Concret:

- la art. I punctul 11, legea instituie pentru autoritățile administrației publice locale o competență exclusivă în ceea ce privește înființarea, organizarea, gestionarea și funcționarea serviciului public de alimentare cu energie termică în sistem centralizat.
g) un condominiu - un sistem de încălzire având la bază o singură soluție tehru - La articolul 3:

ți IA *

i) protejarea investițiilor în sistemul de alimentare cu energie termică realizate de către autoritățile administrației publice locale sau alți investitori;
j) utilizarea și montarea unor instalații și echipamente a căror performanțe să asigure și să garanteze gradul de siguranță impus de legislația în vigoare pentru infrastructură și pentru sănătatea populației.”

- La articolul 4:

a) asigurarea continuității serviciului public de alimentare cu energie termică și eliminarea riscurilor de intoxicare, asfixiere, incendii, explozii sau riscurilor privind sănătatea populației;

g) asigurarea unui cadru concurențial pentru toți producătorii de energie termică, în condițiile legii;
h) asigurarea producerii energiei termice în condiții de eficiență energetică și protecția mediului.

- La articolul 8, alineatul (1) :

(1) Autoritățile administrației publice locale au competență exclusivă, în condițiile legii, în tot ceea ce privește înființarea, organizarea, gestionarea și funcționarea serviciului public de alimentare cu energie termică în sistem centralizat, precum și în ceea ce privește crearea, dezvoltarea, modernizarea, reabilitarea și exploatarea bunurilor proprietate publică sau privată a unităților administrativ-teritoriale care compun sistemul de utilitate publică respectiv.

g) asigurarea condițiilor și întocmirea studiilor privind evaluarea potențialului local al resurselor regenerabile de energie și al studiilor de fezabilitate privind valorificarea acestui

potențial

i) stabilirea zonelor unitare de încălzire, în vederea utilizării optime a resurselor de energie și cu respectarea normelor de protecție a mediului și sănătății populației, privind integritatea și siguranța în funcționare a instalațiilor și echipamentelor și privind obligația factorilor responsabili pentru asigurarea sănătății publice, pe baza studiilor de fezabilitate aprobate prin hotărâre a consiliului local, a consiliului județean sau a Consiliului General al Municipiului București ori a asociației de dezvoltare comunitară, după caz, precum și controlul respectării acestora

(3) Proiectele de modernizare și dezvoltare urbană, precum și modernizarea și dezvoltarea SACET iau în considerare studiile de fezabilitate ce includ analize comparative cost- beneficiu, conform prevederilor Legii nr. 121/2014, cu modificările și completările ulterioare, pentru evaluarea soluțiilor de alimentare cu energie termică produsă prin cogenerare de înaltă eficiență și/sau prin valorificarea resurselor regenerabile locale, în conformitate cu normele de protecție a mediului și sănătății populației, privind integritatea și siguranța în funcționare a instalațiilor și echipamentelor și siguranța în construcții, în condiții de eficiență energetică.”

Compartimentul energetic, înființat în conformitate cu prevederile art.8 alin.(2) lit.c), are următoarele atribuții principale:

a) elaborează și propune spre aprobare autorităților administrației publice locale program modernizare și dezvoltare a SACET;
b) propune, pe baza studiului de fezabilitate, spre aprobare autorităților administrației publice locale zonele unitare de încălzire;
c) elaborează, în conformitate cu reglementările- cadru emise de A.N.R.E., și supune spre aprobare autorității administrației publice locale următoarele:

- regulamentul serviciului public de alimentare cu energie termică;
- caietul de sarcini pentru prestarea serviciului public de alimentare cu energie termică;”

8.7 Sistemul de identificare a elementelor (SIE)

Cerințele ridicate ale instalaților și necesitatea de prelucrare și standardizare a informațiilor necesită coordonarea activității între proiectanți, furnizori și operatorii instalației.

Gradul ridicat de utilizare a calculatoarelor face necesară stabilirea unui sistem de identificare care să poată facilita utilizarea unui limbaj comun de la debutul până la sfârșitul unui proiect pentru a evita greșeli de proiectare sau de execuție rezultate din neînțelegeri.

Cerințele sistemului de identificare (marcare) a centralelor termo-electrice (SIE) / KKS

- (SIE) / KKS acoperă toate instalațiile și componentele facilitând astfel limbajul comun pentru toate domeniile de aplicare.

rezervă indicatori identificare pentru dezvoltare ulterioară și conține rezerve pentru tehnică în dezvoltare precum și utilizarea de noi tehnologi.

- permite prelucrarea datelor în toate domeniile și asigură un flux neîntrerupt și corect al informațiilor. Acesta respectă normele naționale și internaționale.

Sistemul SIE nu este doar ușor de înțeles și de utilizat, ci facilitează o identificare sistematică a componentelor în cadrul tuturor fazelor: proiectare, autorizare, execuție, operare, întreținere până Ia scoaterea din uz.

Structura sistemului de identificare a centralelor termo-electrice (SIE)/KKS

SIE este un sistem ierarhic a cărui ‘descriere geherălă^ste compusă din h blocun^enufhitenivelelie clasificare. Descrierea pornește din stânga cu cea mai mare unitate și se termină la dreapta cu cea mai mică unitate.

Simplitatea sistemului rezultă din organizarea individuală a fiecărui nivel cu combinații de numere și litere.

în cadrul SIE sunt prevăzute 3 posibilități de utilizare ce se pot fi combinate.

Procedura dc identificare a sistemului

La acest tip de identificare se împarte întreaga instalație în funcție de proces astfel încât să poată fi abordate procedural și agregatele și resursele pentru mașini, instalații electrice, sisteme de comandă sau tehnici de construcții.

Procedura de identificare a sistemului este necesară pentru multe cazuri de utilizare deoarece permite asocierea funcțională, spre exemplu a pozițiilor de instalare a componentelor în sistemele electrice și de comandă , încăpere/spațiu ,a semnalelor sau identificarea acestora în cadrul diagramelor de circuit.

în cadrul sistemelor electrice și de control, activitățile pentru consumul propriu, alimentare cu curent electric, măsurare comandă, proiective (etc.) sunt tratate ca tehnici de proces.

Procedura de identificare corespunde blocului de identificare "Construcții” din DIN 40719 partea 2.

Acest bloc se va nota cu semnul “=”. Conform normelor, se poate păstrează clar denumirea de identificare.

scproarcor

CONSULTING

o Identificarea (marcare) locului de instalare

Ca în cazul sistemului de identificare de proces, SIE se poate folosi și pentru pozițiile de instalare, preponderent pentru sistemele electrice și identificarea locurilor de comandă dar și pentru sisteme mecanice. în acest caz se precizează nivelul de clasificare locativ AGREGAT și se precizează: coordinate, etaj, loc în dulap și altele.

Pentru identificarea locului de instalare se vor folosi în nivelul de clasificare "Funcție” aceleași litere ca și în identificarea de proces. Astfel rezulta o mai bună capacitate de reținere a întregului sistem.

O confuzie cu sistemul de identificare a procesului este exclusă deoarece conform DIN 40719 partea 2 pentru blocul de identificare “loc” corespunzător locului de instalare se prevede obligatoriu semnul “+” pentru situația în care pot apărea confuzii. Acest semn poate să lipsească dacă modul de descriere este inconfundabil (de exemplu formatat în documentație).

o Identificare (marcare) spațiului

Pentru a putea preciza în mod clar și poziția în cadrul CET a locului de amplasare a instalațiilor, echipamentelor și utilajelor se folosește nivelul de clasificare Funcție clădiri și coridoare iar în nivelul de clasificare Agregat se marchează diferitele încăperi și coridoare ale construcției. în acest caz nu se utilizează nivelul de clasificare Resurse. Marcarea compartimentelor de incendiu se face conform identificării spațiului. Semnul de identificare (marcare) spațială se poate prevedea cu semnul “+” și lângă semnul de identificare al procesului.

o Construirea și conținutul nivelurilor de clasificare

Din motive de claritate și de memorare ușoară , fiecare din nivelurile de clasificare sunt construite alfanumeric după cum se arată în tabelul de mai jos.

Nr. Nivel de clasificare

Denumire nivel de clasificare

Instalația în întregime

Funcție

Agregat

Resurse

Descriere punct de date

A 1

A 3

B 1

Tipul punctului de date

Tabel 51. Exemplu sistem de identificare alfa-numeric

Exemplu :

A -.....

B - liber

C - liber

D* - generator electric cu motor diesel, mobil (generator de urgență)

E* - instalație de încălzire, rezervă est

F* - conducte de termoficare, rezervă

G* - turbină de gaz

H - centrală de cogenerare pentru producerea agentului termic

J - centrală de cogenerare pentru producerea electricității

K* - sisteme de cazan în diferite locații

M* - motoare termice

N* - rețea de termoficare

P* - stație de pompare de rezervă

S - stație de pompare

S9 - stație de pompare ...

W - centrală termo-electrică ...

W9 - stație de pompe

etc.

8.8 Programe de mentenanță

Se recomandă respectarea cu strictețe a programului de mentenanță stabilit de producător pentru instalația de gazeificare biomasă și cogenerare cu gaz de sinteză.

Se recomandă încheierea unui contract de mentenanță cu producătorul motoarelor incluse în cadrul obiectelor 1 și 2, care să includă serviciul de monitorizare online de la distanță pentru diagnoză și mentenanță predictivă pe perioada de post-garanțic (în cadrul perioadei de garanție acest serviciu va face parte din obligațiile producătorului de motoare și ale contractorului).

în caz de necesitate, consultantul va face o propunere detailată a cerințelor privind garanția, mentenanță în garanție și post-garanție, la faza de elaborare a Caietului de Sarcini (CS) necesar pentru stabilirea achiziției publice.

8.9 Curba de reglaj temperatură tur/retur pentru rețeaua de termoficare

în prezent, operatorul CET menține temperaturile de reglare la gard în rețeaua de termoficare

conform graficului de mai jos :

Ținând cont de cerințele actuale de dezvoltare a SACET consultantul recomandă o curbă de reglaj adaptată la rețelele de generația 4/5 cu temperaturi joase după cum este redată în graficul de mai jos:

T ext	•c	35-11	10	9	8	7	6	5	4	3	2	1	0	-1	-2	-3	-4	-5	El	-7	•8	•9	-10	-11	-12	-13	-14	-15	<=-15
Ttur	•c	69	69	70	72	73	74	76	77	79	80	81	83	84	85	87	88	89	ED	92	94	#	96	98	99	100	100	100	100
T retur	•c	40	40	41	42	43	44	45	45	46	47	48	49	50	51	52	53	54		55	56	#	58	59	60	60	60	60	60

Tabel 52. Variații temp. Tur returi tennoficare funcție de temp. exterioară

8.10 Criterii de atribuire

Pentru obținerea unui raport preț/eficacitate optim pentru beneficiar, consultantul recomandă si folosirea eventuala a următoarelor următoarele criterii principale de atribuire (diferite de cele propuse la cap. 7.2.1.2 )

Ponderea lor este descrisă în cele ce urmează :

Prețul ofertei:

40%

50%

10%

Calitatea tehnică a obiectelor principale (Obiect 1-3,8): - Evaluarea comercială a ofertei:

Criteriile, factorii de evaluare, condițiile și algoritmii de calcul sunt elemente ce vor fi detaliate în cadrul etapei de elaborare a Documentației de Atribuire (DA), ca anexă la Caietul de Sarcini aferent procedurii de achiziție publică.

De asemenea având în vedere:

- potențialul de energie termică rămasă actual fără a fi produsă prin cogenerare de înaltă eficiență în SACET se recomandă:
- Completarea în viitorul apropiat și mediu a sursei CET Arad cu instalații noi de cogenerare de înaltă eficiență pentru a ajunge la creșterea ponderii energiei termice livrate „la Gard” la peste 85 %.
- Extinderea SACET în viitorul imediat și mediu cu zone din municipiu și din localitățile apropiate care în prezent nu sunt racordate la SACET.

- pentru punctele termice care au pierderi de energie termică peste 50% trebuie efectuate analize pe

ramuri și trebuie stabilite soluții pentru reducerea acestora, cum ar fi: renunțarea la anumiți consumatori izolați aflați la capăt de rețea, instalarea unor surse regenerabile pentru perioada vara. etc.

- începerea acțiunii de reabilitare rețele termice secundare, acțiune în cadrul căreia se vor redimensiona conductele, se vor monta conducte de recirculație a apei calde de consum și

de reglare la fiecare scara, prin montajul buclei de echilibrare hidraulica pentru circuitul de încălzire la nivel de scara de bloc/bloc, funcție de locul de delimitare a instalațiilor intre operatorul sistemului de alimentare cu căldură și asociație de locatari / proprietari;

8.11 Recomandări privind respectare prevederilor legislative privind SPAET și eficiența energetică

Consultantul recomanda respectarea următoarelor prevederi din decizia senatului din data de 09.04.2019 privitoare la “Legea pentru modificarea și completarea Legii serviciului public de alimentare cu energie termică nr.325/2006, pentru modificarea alin.(5) al art.10 din Legea nr.121/2014 privind eficiența energetică și pentru completarea alin.(3ț al art.291 din Legea nr.227/2015 privind Codul fiscal" în care :

a. la art. I, punctul 3, legea prevede redefinirea conceptului de condominiu în vederea stabilirii zonelor unitare de încălzire.

Condominiu : Este un concept energetic legat de soluția de încălzire unitară, aceeași în toate apartamentele condominiilor, practicat pe scară lângă în multe state necesar pentru întărirea sistemelor centralizare de termoficare care sunt, potrivit specialiștilor, cele mai eficiente sisteme, nu prezintă riscuri pentru consumatorii finali și au un grad mai redus de poluare.

Concret:

- la art. I punctul 11, legea instituie pentru autoritățile administrației publice locale o competență exclusivă în ceea ce privește înființarea, organizarea, gestionarea și funcționarea serviciului public de alimentare cu energie termică în sistem centralizat.

g) un condominiu - un sistem de încălzire având la bază o singură soluție tehnică de încălzire;

- La articolul 3,

i) protejarea investițiilor în sistemul de alimentare cu energie termică realizate de către autoritățile administrației publice locale sau alți investitori;

- j) utilizarea și montarea unor instalații și echipamente a căror performanțe să asigure și să garanteze gradul de siguranță impus de legislația în vigoare pentru infrastructură și pentru sănătatea populației.”
- La articolul 4:

,,a) asigurarea continuității serviciului public de alimentare cu energie termică și eliminarea riscurilor de intoxicare, asfixiere, incendii, explozii sau riscurilor privind sănătatea populației;”

- g) asigurarea unui cadru concurențial pentru toți producătorii de energie termică, în condițiile legii;
- h) asigurarea producerii energiei termice în condiții de eficiență energetică și protecția mediului.”
- La articolul 8, alineatul (1):
- (1) Autoritățile administrației publice locale au competență exclusivă, în condițiile legii, în tot ceea ce privește înființarea, organizarea, gestionarea și funcționarea serviciului public de alimentare cu energie termică în sistem centralizat, precum și în ceea ce privește crearea, dezvoltarea, modernizarea, reabilitarea și exploatarea bunurilor proprietate publică sau privată a unităților administrativ-teritoriale care compun sistemul de utilitate publică^<^ I respectiv.
- g) asigurarea condițiilor și întocmirea studiilor privind evaluarea potențialului loci^Qrt resurselor regenerabile de energie și al studiilor de fezabilitate privind valorificarea ^cestui potențial H B

i) stabilirea zonelor unitare de încălzire, în vederea utilizării optime a resurselor de enej^ie și cu respectarea normelor de protecție a mediului și sănătății populației, privind integritatea și ste/fanța în funcționare a instalațiilor și echipamentelor și privind obligația factorilor responsabili pentru — asigurarea sănătății publice, pe baza studiilor de fezabilitate aprobate prin hotărâre a consiliului local, a consiliului județean sau a Consiliului General al Municipiului București ori a asociației de dezvoltare comunitară, după caz, precum și controlul respectării acestora

(3) Proiectele de modernizare și dezvoltare urbană, precum și modernizarea și dezvoltarea SACET iau în considerare studiile de fezabilitate ce includ analize comparative cost- beneficiu, conform prevederilor Legii nr. 121/2014, cu modificările și completările ulterioare, pentru evaluarea soluțiilor de alimentare cu energie termică produsă prin cogenerare de înaltă eficiență și/sau prin valorificarea resurselor regenerabile locale, în conformitate cu normele de protecție a mediului și sănătății populației, privind integritatea și siguranța în funcționare a instalațiilor și echipamentelor și siguranța în construcții, în condiții de eficiență energetică.”

Compartimentul energetic, înființat în conformitate cu prevederile art.8 alin.(2) lit.c), are următoarele atribuții principale:

a) elaborează și propune spre aprobare autorităților administrației publice locale programul de modernizare și dezvoltare a SACET;
b) propune, pe baza studiului de fezabilitate, spre aprobare autorităților administrației publice locale zonele unitare de încălzire;
c) elaborează, în conformitate cu reglementările- cadru emise de A.N.R.E., și supune spre aprobare autorității administrației publice locale următoarele:

- regulamentul serviciului public de alimentare cu energie termică;
- caietul de sarcini pentru prestarea serviciului public de alimentare cu energie termică;”

8.12 Recomandări privind folosirea datelor conform cerințelor din cererea de finanțare PNRR

Devizul general Scenariu S2 recomandat ( conform HG907 )

Nota : Devizul se regăsește si in ACB anexa 29

Nr. Crt.	Denumirea capitolelor și subcapitolelor de cheltuieli	Cotă	Valoare (fără TVA)	Valoare TVA	Valoare (cu TVA)
Nr. Crt.	Denumirea capitolelor și subcapitolelor de cheltuieli	Cotă	Ici	Ici	Ici
1	2	2a	3	4	5
CAPIT 1	Cheltuieli pentru Obținerea și Amenajarea terenului
1.1	Obținerea terenului		0,00	0,00	0,00
1.2	Amenajarea terenului		24.974.136,00	4.745.085,84	29.719.221,84
1.3	Amenajări pentru protecția mediului și aducerea terenului la starea inițială		102.465,00	19.468,35	121.933,35
1.4	Cheltuieli pentru relocarea/protecția utilităților		409.860,00	77.873,40	487.733,40
	Total capitol 1		25.486.461,00	4.842.427,59	30.328.888,59
CAPIT 2	Cheltuieli pentru Asigurarea utilităților necesare obiectivului de investiții
2.1	Asigurarea utilităților necesare obiectivului de investiții		0,00	0,00	0,00
	Totalcapitol-2
	Totalcapitol-2		0,00	0,00	0,00
CAPIT 3	Cheltuieli pentru Proiectare și Asistență tehnică
3.1	Studii		212.850,00	40.441,50	253.291,50
3.1.1	Studii de teren		123.750,00	23.512,50	147.262,50
3.1.1.1	Studiu topografic		59.400,00	11.286,00	70.686.00
3.1.1.2	Studiu geotehnic		59.400,00	11.286,00	70.686,00
3.1.1.3	Studiu hidrologic		4.950,00	940,50	5.890,50
3.1.2	Raport privind impactul asupra mediului		89.100,00	16.929.00	106.029.00
3.1.3	Alte studii specifice		0,00	0,00	0,00
3.2	Documentații-suport și cheltuieli pentru obținerea de avize, acorduri și autorizații, asigurate de investitor/achizitor în faza de studii (3.5.2,3.5.3) _____		29,000,00	5.510,00	34.510,00
3.3	Expertizare tehnică		118.800,00	22.572,00	141.372,00
3.4	Certificarea performanței enc/geKce și*^ \ auditul energetic al clădirilor/^ ^<1		0,00	(MW	0,00

3.5	Proiectare	4.857.250,(10	922.877,50	5.780.127,50
3.5.1	Temă de proiectare (TP)	0,00	0,00	0,00
3.5.2	Studiu de prefezabilitate (SPF)	0,00	0,00	0,00
3.5.3	Studiu de fezabilitate (SF) / Documentație de avizare lucrări de intervenție (DALI) + Deviz general (DG)	130.000,00	24.700,00	154.700,00
3.5.4	Documentațiile tehnice necesare în vederea Obținerii avizelor, acordurilor și autorizațiilor (DTA), asigurate de contractor prin proiectant general în faza de proiectare a implementării	356.400,00	67.716,00	424.116,00
3.5.5	Verificarea tehnică de calitate a Proiectului tehnic și a Detaliilor de execuție (VP PTE)	39.600,00	7.524,00	47.124,00
3.5.6	Proiect tehnic și Detalii de execuție (PTE, sau PT+DE)	4.331.250,00	822.937,50	5.154.187.50
3.6	Organizarea procedurilor de achiziție	119.000,00	22.610,00	141.610,00
3.7	Consultanță	318.595,00	60.533,05	379.128,05
3.7.1	Servicii de consultanță la elaborarea cererii de finanțare și a tuturor studiilor necesare	130.000,00	24.700,00	154.700,00
3.7.2	Managementul de proiect pentru obiectivul de investiții, asigurat de investitor/achizitor	173.250,00	32.917,50	206.167,50
3.7.3	Auditul financiar	15.345,00	2.915,55	18.260,55
3.8	Asistență tehnică	1.266.050,00	240.549,50	1.506.599,50
3.8.1	Asistență tehnică din partea proiectantului	267.300,00	50.787,00	318.087.00
3.8.1.1	Asistență tehnică din partea proiectantului, pe perioada de execuție a lucrărilor	207.900,00	39,501.00	247.401.00
3.8.1.2	Asisten(ă tehnică din partea proiectantului, pentru participarea proiectantului la fazele incluse in programul de control al lucrărilor de execuție, avizat de către Inspectoratul de Stat in Construcții	59.400,00	11.286,00	70,686,00
3.8.2	Dirigenție de șantier	998.750,00	189.762.50	1.188.512,50
	Total capitol 3	6.921.545,00	1315.093,55	8.236.638,55
CAPII 4	Cheltuieli pentru investiția de bază
4.1	Construcții și instalații	46.061.145,90	8.751.617,72	54.812.763,62
4.1.01	Obiect 1 - MT : Instalație de cogenerare de înaltă eficiență cu motoare termice pe gaz natural	7.619.980,50	1.447.796,30	9.067.776,80
4.1.02	Obiect 2 - CB : Centrală pe biomasă cu instalație de cogenerare	9.864.647,10	1.874.282,95	11.738.930,05
4.1.03	Obiect 3 - CA : Cazane de apă cal^ă^^N/^X^	5.424.210,00	1.030.599,90	6.454.809.90
4.1.04	Obiect 4 - AC : Acumulator de .7^ ^X	3.036.379,50	576.912,11	3.613.291,61

4 9® PROARCOR

CONSULTING

4.1.05	Obiect 5 - SP : Stație de pompare	4.310.361.00	818 968.59	5.129.329,59
4.1.06	Obiect 6 - DT : Degazor termic	0,00	0,00	0,00
4.1.07	Obiect 7 - SE : Stație electrică și sistem de conducere	7.452.621,00	1.415.997,99	8.868.618,99
4.1.08	Obiect 8 - SG : Lucrări generale, demolări, rețele și racorduri în incintă	8.352,946.80	1.587.059,89	9.940.006,69
4.2	Montaj utilaje, echipamente tehnologice și funcționale	92.462.198,40	17.567.817,70	110.030.016,10
4.2.01	Obiect 1 - MT : Instalație de cogenerare de înaltă eficiență cu motoare termice pe gaz natural	12.653.744,40	2.404.211,44	15.057.955,84
4.2.02	Obiect 2 - CB : Centrală pe biomasă cu instalație de cogenerare	13.400.372,70	2.546.070.81	15.946.443.51
4.2.03	Obiect 3 - CA : Cazane de apă caldă	7.065.135,00	1.342.375,65	8.407.510,65
4.2.04	Obiect 4 - AC : Acumulator de căldură	6.571.422,00	1.248.570,18	7.819.992,18
4.2.05	Obiect 5 - SP : Stație de pompare	8.168.509,80	1.552.016,86	9.720.526,66
4.2.06	Obiect 6 - DT : Degazor termic	464.508,00	88.256,52	552.764,52
4.2.07	Obiect 7 - SE : Stație electrică și sistem de conducere	21.456.854,10	4.076.802,28	25.533.656,38
4.2.08	Obiect 8 - SG : Lucrări generale, demolări, rețele și racorduri în incintă	22.681.652,40	4.309.513,96	26.991.166,36
4.3	Utilaje, echipamente tehnologice și funcționale care necesită montaj	319.044.820,05	60.618.515,81	379.663.335,86
4.3.01	Obiect 1 - MT : Instalație de cogenerare de înaltă eficiență cu motoare termice pe gaz	156.664.64 8.80	29766283,27	186.430.932,07.
	natural		29766283,27	186.430.932,07.
4.3.02	Obiect 2 - CB : Centrală pe biomasă cu instalație de cogenerare	64.441.946,25	12.243.969,79	76.685.916,04
4.3.03	Obiect 3 - CA : Cazane de apă caldă	41.514.165,00	7.887.691,35	49.401.856,35
4.3.04	Obiect 4 - AC : Acumulator de căldură	16.212.012,30	3.080,282,34	19.292.294,64
4.3.05	Obiect 5 - SP : Stație de pompare	12.260.278.80	2.329.452,97	14.589.731,77
4.3.06	Obiect 6 - DT : Degazor termic	752.776,20	143.027,48	895.803,68
4.3.07	Obiect 7 - SE : Stație electrică și sistem de conducere	26.741.315,70	5.080.849.98	31 822.165,68
4.3.08	Obiect 8 - SG : Lucrări generale, demolări, rețele și racorduri în incintă	457.677,00	86.958,63	544.635,63
4.4	Utilaje, echipamente tehnologice și funcționale care nu necesită montaj și echipamente de transport	1.523.996,10	289.559,26	1.813.55536
4.4.02	Obiect 2 - CB : Centrală pe biomasă cu^____ instalație de cogenerare ’ A	1.523.996,10	289.559.26	1.813.555.36
4.5	Dotări	. 0,00	0,00	0,00

4.6	Active necorporale		0,00	0,00	0,00
	Total capitol 4		459.092.160,45	87.227.510,49	546.319.670,94
CAPIT 5	Alte cheltuieli
5.1	Organizare de șantier		2.366.941,50	449.718,89	2.816.66039
5.1.1	Lucrări de construcții și instalații aferente organizării de șantier		136.620,00	25.957,80	162.577,80
5.1.2	Cheltuieli conexe organizării șantierului		2.230.321,50	423.761,09	2.654.082,59
5.2	Comisioane, cote, taxe, costul creditului		969.666,70	0,00	969.666,70
5.2.1	Comisioanele și dobânzile aferente creditului băncii finanțatoare		0,00	0,00	0,00
5.2.2	Cota aferentă ISC pentru controlul calității lucrărilor de construcții și instalații (procent din valoarea cheltuielilor 4.1 și 5.1.1)	0,50%	230.988,83	0,00	230.988,83
5.2.3	Cota aferenta ISC pentru controlul statului în amenajarea teritoriului, urbanism și pentru autorizarea lucrărilor de construcții și instalații (procent din valoarea cheltuielilor 4.1)	0,10%	46.061,15	0.00	46.061.15
5.2.4	Cota aferentă Casei Sociale a Constructorilor, din valoarea lucrărilor de construcții, instalații și montaj (procent din valoarea cheltuielilor 4.1 și 4.2)	0,50%	692.616,72	0.00	692.616,72
5.2.5	Taxe pentru avize conforme, acorduri și autorizații de construire și/sau desființare		0.00	0.00	0.00
5.3	Cheltuieli diverse și neprevăzute (procent din valoarea cheltuielilor 1.2, 1.3,1.4,2.1, 3.1, 3.3, 3.5.4, 3.5.5,3.5.6, 3.8.1, 4, 5.1,6)	4,83%	23.852.180,18	4.531.914,23	28.384.094,41
5.4	Cheltuieli pentru informare și publicitate		35.000,00	6.650,00	41.650,00
	Total capitol 5		27.223.78838	4.988.283,12	32.212.071,50
CAPIT 6	Cheltuieli pentru instruire, probe tehnologice și teste
6.1	Pregătirea personalului de exploatare		166.232,79	31.584,23	197.817,01
6.2	Probe tehnologice și teste		1.147.608,00	218.045,52	1.365.653,52
	Total capitol 6		1.313.840,79	249.629,75	1.563.470,53
	TOTAL DEVIZ GENERAL		520.037.795,62	98.622.944,49	618.660.740,11

Comparație scenarii:

		Scenarii			Scenarii cu proiect versus SR	Scenar» cu proiect m ara ui SR
1	2	3	4	5	6	7
	UM	S1	52 Proiiu»	SR	S1-SR	S2-SR
Energie termica din care	MWh, an	318.670	316.679	316.679 '	0	0
cogenerare din care
cu gaz nai ural	MWh an	147.552	147 B52	0
	ia	49.40		0.00
cu biocnasa	MWh/an	46200	46.200	0	46200	46203
		0		0
tota	MWh/an	194 052	194052	0
		60.59	60.56	6.00	... . --------------	- — ■ - -
Producție tara cooa narara
cu gaz natura	MWir.	124.626	124.626	326.239
	“â	39.11	39.1	100.00
Cu biomata	MWa	0	0	0	•
	țL	0	0	0
coeficient eficienta energetica	• l	63.59	60.69	□ .00
Energie electrica din caro	MWh, an	152912	198.665	0	152.912	198665
cogeneram cu jiz natural	MWh/an	137.646	183.545	0	137.648	163545
tnyenatare cu bemata	MWh an	15.264	15 120	0	15264	15120
conum nrcciij	MWh/an	4.672	4.064	0	4072	4084
hrata 'la gard*	MWh, an	145^40	195.496	0	14623951	195*96
Eh. EL schema de sprijin	MWh/an	14Q.240	195.498	⁰	140240	195498

Tabel 53. Comparație scenarii

	UM/AN	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030
Emisii CO2
S2	tC02	0	0	0	98362	95430	95313	95197	95197	95197
SR+prod.separata energie	tC02	0	0	0	153158	148942	148773	148607	148607	148607
Reduceri	tC02	0	0	0	54796	53512	53460	53409	53409	53409
Emisi NOx
S2	kgNOx	0	0	0	83831	81612	81524	81436	81436	81436
SR+prod.separata energie	kgNOx	0	0	0	85376	83685	83617	83550	83550	83550
Reduceri	kgNOx	0	0	0	1545	2073	2094	2115	2115	2115
Energie primara Consum
S2	tep	0	0	0	48271	46993	46942	46891	46891	46891
SR+prod.separata energie	tep	0	0	0	63425	61631	61559	61488	61488	61488
Reduceri	tep	0	0	0	15155	14638	14617	14596	14596	14596
Emisii GES
S2	techCO2	0	0	0	123176	119588	119444	119302	119302	119302
SR+prod.separata energie	t ech CO2	0	0	0	178514	173797	173608	173421	173421	173421
Reduceri	t ech CO2	0	0	0	42870	41743	41698	41653	41653	41653

	UM/AN	2031	2032	2033	2034	2035	2036	2037	2038	2039	2040	2041	Total
Emisii COZ													20 ani
S2	tC02	95197	95197	95197	95197	95197	95197	95197	95197	95197	95197	95197	1832394.64
SR+prod.separata energic	tC02	148607	148607	148607	148607	148607	148607	148607	148607	148607	148607	148607	2531364
Reduceri	ICO2	53409	SM09	53409	53409	53409	53409	53409	53409	53409	53409	53409	41517 50
Emisii NOx
SZ	kgNOx	81436	81436	81436	81436	81436	81436	81436	81436	81436	81436	81436	1387068
SR+prod.separata energie	kgNOx	83550	83550	83550	83550	83550	83550	83550	83550	83550	83550	83550	142234b
Reduceri	kgNOx	2115	2115	2115	2115	2115	2115	2115	2115	2115	2115	2115	M0M9
Energie primara Consun
S2	tep	46891	46891	46891	46891	46891	48891	46891	46891	46891	46891	46891	798685
SR+prod.separata energie	lep	61488	61488	61488	61488	61488	61488	61488	61488	61488	61488	61488	1047444
Reduceri	lep	14596	14596	14596	14596	14596	14596	14596	14596	14596	14596	14596	1546129
Emisii GES
S2	techCO2	119302	119302	119302	119302	119302	119302	119302	119302	119302	1T5302	119302	2244354
SR+prod.separata energie	1 ech COZ	173421	173421	173421	173421	173421	173421	173421	173421	173421	U3421	173421	2053913
Reduceri	t ech COZ	41653	41653	41653	41653	41653	41653	41653	41653	41653	41653	41653	519810

Tabel 54. Indicatori de emisii

Indicatorul	UM	Situația actuala	După implementare
Eficienta unitatii de cogenerare	%	0	88
producție separata	%	53	53
Randamentul global al sursei	%	85	90,19
Pondere energii regenerabile	% ..	L o	11,85

Evoluția pierderilor de energie termica in perioada analizata :

KJl

JOII

Ini

«IM

NI»

miu

IM 1W

III Ml

MIM

4T.W1

WMl

41.241

41.141

JlMt

JlMl

MMi

MMI

31141

JU41

1UM

>UM

JLtM

41. U%

4’1!%

«a w.

21 w»

00",

|JW,

|£M>%

IXATi

II.«%

12»*.

IZ».

1Z.*%

J2.«%

t2.Wt

11 w*.

IJa®%

1100%

12.00%

irotm

Enarg* tormiu

••Moța

[MU*

H4HT

irm

mrs

2941U

rrr

ÎWJ?

2M4J7

1WW

2»U7

zmr

JWf

2»UT

1U4J7

Î1MJ'

2MU7

MM17

mmm

2JMJ7

Tabel 56.

Evoluția pierderilor de energie termica in perioada analizata

Evoluția consumului mediu lunar de energie termica si producția de energie pentru primul an de operare :

		2025 Scenariu 2
Luna de producție	zile/luna	Sarcina termica medie lunara	Energie termica produsa	Energie termica produsa prin cogenerare	Energie electrica produsa	tnergie termica produsa fata
	nr.	MW	MWh	MWh	MWh	MWh
Ianuarie	31,00	78,96	58.745	23.957	24.552	34.789
Februarie	28,00	72,87	48.971	21.638	22,176	27.332
Martie	31,00	61,29	45.602	23.957	24.552	21.646
Aprilie	30,00	48,46	34.890	23.184	23.760	11.706
Mai	31,00	12,87	9.576	9.576	9.813	0
Iunie	30,00	12,19	8.774	8.774	8.992	0
Iulie	31,00	11,87	8.832	8.832	9.052	0
August	31,00	11,94	8.885	8.885	9.105	0
Septembrie	30,00	11,64	8.378	8.378	8.378	0
Octombrie	31,00	13,08	9.731	9.731	9.973	0
Noiembrie	30,00	40,45	29.122	23.184	23.760	5.938
Decembrie	31.00	63.41	47.173	23.957	24.552	23.217
Total	365,00 Coeficient de	eficienta enen	318679 fetica %	194052 60.893	198665	124.627
—Gifra-specifica de curent-electric					--<024

Evoluția consumului mediu lunar de energie termica si

Tirorimul an de

Tabel 57.

operare

Coeficientul de eficiența energetica este 60,89 % ( > 50 % ) !

Raportul de Energia termica produsa pentru termoficare

Cazane CAF

39,11%

Motoare +Biomasa

Figura 41.

Indicatorii pentru măsura de investiții 3 : Dezvoltarea de capacități de producție pe gaz. flexibile și de înaltă eficiență, pentru cogenerarea de energie electrică și termică (CHP) în sectorul încălzirii centralizate. în vederea realizării unei decarbonizări profunde .

Indicatorii obligatorii de proiect:

			operare	analiza
n>	Indivaiori ohliaaUnii la nnd du pro reci	l ni talc de măsură ,	Valtrava du proiect	Valoatea de proiect
1.1	Reducerea gazelor cu efect de seră -scădere	toncC(>2 respectiv Echivalent tone de xx_:	xxxxx,6	534868,2
1.1	anuală estimată a gazelor cu efect de seră	toncC(>2 respectiv Echivalent tone de xx_:	42870	542845
1.2	C apacitate instalată în cogenerare de înaltă eficiență, pe gaz. flexibila	MU	57,9	57,9
U	Economii în consumul anual de energie primară	M \Vh/an respectiv M Wh	176248	2214043

tabel 58 Indicatorii obligatorii de proiect:

Indicatorii fizici:

Indicator fiz ci	Cogenerare				Producție en.termica	Toni	Teul
	BE cu •	az natural	BE cu biomasa		Energie termica fara cognerare
	Capac tatca electrica rom.nala	Capacitatea termica nominala	Capacitatea e ectrica nominala	Capacitatea termica nominala	Capacitatea termica nominala	Capacitatea electrica nominala	Capacitatea termica । nominala
	MW	MW	MW	MW	MW	MW	MW
	31.2	26,7	1,8	5,5	104.5	33	136.7
Randament %	88,45				95.7
Energia termica orodusa MWh/an
Enensia electrica produsa MWh/an
Pondere %	60,89				39.11	100.00

Tabel 59, Indicatorii fizici

Contribuția proiectului la obiectivele PNRR, măsura de investiții 3

1.1. Contribuția proiectului la obiectivele PNRR, măsura de investiții 3
pct. 1.1.1	economiile înregistrate în consumul de energie primară	>20%	Conform tabel indicatori fizici	10 puncte
Realizat in proiect		25.4	Tabel :Economia energie primara	10 puncte
	Proiectul
pct. 1.1.2	pi opune realizarea unei instalații de cogenerare cu randamentul global brut	mai mare de 90" o	Conform tabel indicatori fizici	10 puncte
Realizat in proiect		90,16	Tabel Indicatori S2	10 puncte
pct. 1.1.3	1.1.3. Contribuția proiectului la reducerea emisiilor de CO2, în funcție de energia electrică produsă	peste 1500 tone echivalent CO an	Conform tabel indicatori fizici	8 puncte
Realizat in proiect		42870	labei Indicatori obligatorii	8 puncte

1.2. Impactul proiectului asupra societății și mediului	RIRE	RIRE mai mare ca 14%	Conform ACB	8 puncte
Realizat In proiect	RIRE	20,58%	Tabel: Indicatori financiari	8 puncte

Tabel 60. Contribuția proiectului la obiectivele PNRR, măsura de investiții 3

Economia energie primara

		S2	SR
Energia primara	MWh/an	548.355.78	374.916,19
En.primara prod. Separat	MWh/an	712.609,42	366.297,43
Ec.en.primara	MWh/an	164.253,65	-8.618,76
	t.e.p.	14.458.95	-758,69
	%	23,05	-2,35

Tabel 61. Economia energie primara

Indicatori financiari	înainte de asistenta.comunitara
1. Rată de rentabilitate financiară	20.58%	RIRF/C
2. Valoare actualizată netă (lei)	966.480:804,48	VAN/C
3. Valoare actualizată netă (euro)	195.248.647,37	VAN/C
4. Raportul Cost/Beneficiu	0,72	( B

Tabel 62. Indicatori financiari

		UM/AN		2022		2023		2024		2025		2026		2027		2028		2029		2030
Consum gaz natural		MWh		0		0		0		495.855.78		481341.1		480760.5		480185.8		480185.8		480185.8
Energia produsa		MWh		0		0		0		517344,12		506281.4		505838.9		505400.9		505400.9		505400.9
Emisii CO2
S2		tCO2		0		0		0		98362		95430		95313		95197		95197		95197
Emisii NOx
S2		kgNOx		0		0		0		83831		81612		81524		81436		81436		81436
Energia primara Consum
S2		tep		0		0		0		48271		46993		46942		46891		46891		46891
Emisii GES
S2		techCO2		0		0		0		123176		119588		119444		119302		119302		119302
Prag PNRR 250gCO2eq/kWh		techCO2		0		0		0		238.09265		236.2078		236.1307		236.0542		236.0542		236.0542
	UM/AN		2031		2032	2033	2034		2035		2036		2037	2038	2039		2040		2041		Total
Consum gaz natural	MWh		4801B5.B		480195.8	480185.B	480185J		480185.8		480185.B		4801B5J	4801B5J	4801B5J		480185,8		480185^		8180558
Energia produsa	MWh		505400.9		505400.9	505400a	5054OOJ		505400.9		505400a		505400a	505400.9	505400a		505400.9		505400 a		8605077
Emisii COZ
S2	tCO2		B5197		B5197	95197	95197		95197		95197		95197	95197	95197		95197		95197		1621863.66
Emisii NOk
S2	kgNO«		61436		81436	81436	81436		81436		81436		B1436	81436	81436		81436		81436		naioefi
Energia primara Consum
S2	lep		48891		46891	46891	46691		46891		48891		46991	46891	46891		46891		46891		7MM5
Emisii GES
S2	iBdiCOZ		119302		119302	119302	119302		119302		119302		119302	119302	119302		119302		119302		2032436
Prag PNRR 250gCO2eq/kWh	tediCOZ		236.0542		236.0542	236.0542	236.0542		236.0542		236.0542		236.0542	236.0542	236.0542		236.0542		236.0542		236.19

Tabel 63. Praguri emisii PNRR

Calculul randamentului de mai jos este pentru primul an de operare redat sintetic majjosJQ tabelul 65 (anexa

38 ). Randamentul pentru sursele de energie termica este de 91,24 % iar %:

ste de 90,16

Anexa 38

Calcul randament energia termica		An operare 1
Randament Cogenerare	%	88,45
Randament CAF	%	95,70
Energie termica
Cogenerare incl.biomasa	MWh/an	194.05233
UfCog. Cazane	MWh/an	131.000,00
Total produs	MWh/an	325.05233
Combustibil	MWh/an	356 278,23
Randament	%	91,24
Calcul randament sursa
Energia Electrica
En.El.produsa inclusiv biomasa	MWh/an	198.66536
Combustibil	MWh/an	224,607.53
Total produs	MWh/an	523.717,69
Total combustibil	MWh/an	580.885,76
Randament global sursa	%	90,l^<^

Tabel 64.

Randament sursa

STUDIU DE FEZABILITATE

Sursă de producere a energiei termice și electrice

prin cogenerare de înaltă eficiență

Implementare proiect la sursă CETH Arad

9 ACB : Analiza Cost/ Beneficiu si anexele aferente

A se vedea document separat: Volum 2. /

U .

v>. -

•O PROARCOR CONSULTING

i \

X l

PIESE DESENATE

1. POI Plan de încadrare în zonă
2. P02 Plan de situație existenta. Schema de instalații si rețele.
3. P03_Plan de amplasament propus
4. P04 Plan general de situație propus
5. P05 Schemă termomecanică simplificată situația existentă
6. P06_Schemă termomecanică simplificată situația propusă (schema de proces)
7. P07 Schema electrică propusă pentru obiectivul de investiție

Nota: Piesele desenate sunt anexate la sfârșitul documentației, alaturi de anexele studiului.

ANEXE:

Anexa Devize

Certificat de urbanism

Aviz tehnic de principiu Trangaz

Aviz favorabil Delgaz Extrase de carte funciare

Memoriu justificativ pentru obținerea avizelor Aviz de amplasament Compania de Apa Arad S.A.

Plan amplasament avizat Compania de Apa Arad S.A.

Aviz de amplasament CET HIDROCARBURI

Plan amplasament avizat CET HID Acord de principiu ANIF Notificare DSP

SC GEO TOLS SRL

l.m ulujtea I hi iihiânVi Sh P/uiiJ S.tndoi Ni lei 07.1 011 M/" him ti"722 298 b‘i,

FOAIE DE CAPĂT

STUDIU GEOTEHNIC

AMPLASAMENT: Loc. Arad, Calea luliu Maniu, nr. 65-71, C.F.

30781l;307712;307809;307815, JUD. Arad.

întocmire DALI "înlocuire cazane pe gaz la S.C. CET Hidrocarburi S.A. Arad"

întocmire SF" Instalarea unei unități de producere combinată

de căldură și energie la S.C. CET

L A. Arad

Nr. Proiect: 54/2020

Beneficiari: MUNICIPIUL ARAD

S.C. CET Hidrocarburi S.A. Arad

TIMIȘOARA

- Martie 2020 -

PIESE SCRISE:

Foaie de capăt Borderou

Studiu geotehnic

Pag. 1

Pag. 2

Pag. 3

PIESE DESENATE:

Plan de situație

(

Planșa 1

ANEXE:

Profil geotehnic al forajului Fișa de prelucrare a penetrării

Anexa 1

Anexa 2

Determinări de laborator pe probele de Anexele3-11

pământ

Buletin de analiză chimică pe sol

particule de prafuri și nisipuri, care prin asanarea apelor s-a ajuns la straturi în genere separate în funcție de mărimea fragmentelor de bază.

în asemenea situații, stratificația poate să se schimbe pe distanțe uneori mici.

2.5 Geologic, zona se caracterizează prin existența în partea superioară a formațiunilor cuatemare, reprezentate de un complex alcătuit din argile, prafuri și nisipuri, cu extindere Ia peste 200 m adâncime. Fundamentul cristalin - granitic se află la circa 1400 4- 1700 m adâncime și este străbătut de o rețea densă de microfalii (fracturi) dintre care prezintă interes cea cunoscută sub numele de „FALIA Timișoara VEST" (dar nu în cazul de față).
2.6 Seismicitatea. în conformitate cu Codul P100-1/2013, perioada de colț T_c = 0,7s. Factorul de amplificare dinamică maximă a accelerației orizontale a terenului de către structură po = 2,5. Spectrul normalizat de răspuns elastic Se(T) - a_g p(T) se consideră pt. Zona Banat (fig. 3.4 din codul menționat) iar accelerația orizontală a terenului pt. proiectare a_g = 0,20g.

2.8 Construcția ce urmează a se realiza este o întocmire DALI și execuție "înlocuire cazane pe gaz 2x58 MW la S.C. Cet Hidrocarburi S.A. Arad", cu fundații izolate din beton și structură metalică.

3. CATEGORIA GEOTEHNICĂ

Pentru încadrarea preliminară a lucrării menționate într-una din categoriile geotehnice ( care se face înainte de cercetarea terenului și care poate fi eventual schimbată în fiecare fază a procesului de proiectare și de execuție) s-a ținut seama de prevederile normativului NP 074/2014, Anexa LI.

Factorii de care depinde riscul geotehnic, exprimat prin categoria geotehnică, sunt menționați mai jos și adaptați obiectivului în studiu, rezultând un punctaj conform tabelului A3, astfel:

FACTOR		PUNCTAJ
Condiții teren	Teren mediu	3
Apă subterană	Fără epuismente	1
Clasificare construcție	Normală	3
Vecinătăți	Fără riscuri	1
Seismicitate	ag = 0,20 g	2
Risc geotehnic		10

Conform tabelului A4 normativul NP074/2014, totalul de 10 puncte riscul geotehnic este moderat, categoria geotehnică 2.

Categoria geotehnică 2, include tipuri uzuale de încercări asupra terenului și lucrări și fundații fără riscuri anormale sau condiții de teren și de solicitare neobișnuite.

Categoria geotehnică 2 obligă la obținerea de date cantitative și calcule geotehnice, dar cu folosirea încercărilor de rutină pentru laborator și de teren, pentru proiectarea și execuția construcției.

4. INVESTIGAȚII GEOTEHNICE ȘI STRATIFICAȚIA INTERCEPTATĂ
- 4.1 Luându-se în considerare scopul pentru care se elaborează studiul geotehnic, dimensiunile în plan ale construcției și STAS 1242/1-81 s-au executat un foraj geotehnic (FI) cu adâncime de 8m și un sondaj de penetrare (PDU1) cu adâncime de 8m (conform planșei 1).
- 4.2 Forajul s-a realizat, cu trusa mecanică de 4", pe adâncime de 8,00m,

prelevându-se probe de teren (practic la fiecare 50 cm), necesare stabilirii stratificației

(Anexa 1) și parametrilor geotehnici pe baza încercărilor de laborator (Anexele 3 -11)^—^, z<V.AN/

5.2 La suprafața terenului până la adâncimea de 1,60 m este un strat de umplutură heterogenă, necompactată, cu resturi de materiale de construcții.
5.3 De la adâncimea de 1,60 m este un strat de pământ coeziv, cafeniu, plastic consistent spre vârtos și cu compresibilitate mare, neepuizat până la -8,00 m.
5.4 Apa subterană, la data efectuării forajului 18.02.2020, a fost interceptată la adâncimea de -6,20 m, fiind cu caracter ușor ascensional. Se apreciază că nivelul maxim poate ajunge până la cota de -3,50 m față de cota terenului natural. Din buletinul de analiză chimică pe sol nr. 14.496 /2020 rezultă faptul că solul nu prezintă agresivitate chimică fată de betoane.
5.5 Pentru construcțiile ce urmează să se execute, se recomandă fundarea directă la adâncimea minimă Df_m>n = 2,00 m față de nivelul terenului natural, adâncime ce urmează să fie definitivată de proiectant conf. Normativ NP112 - 2013.

Deoarece grosimea stratului de umplutură este variabilă în limitele amplasamentului, nu este exclus ca la deschiderea săpăturii să se modifice cota finală de fundare.

5.6 Față de cele menționate la punctul anterior stratul de teren de la nivelul tălpii fundației este un strat de argilă, cafenie, plastic consistentă spre vârtoasă, interceptată până ia adâncimea de 8,00 m.

__________5.7 în faza de predimensionare a noilor fundații, drept capacitate portantă a terenului se va admite p_COnv stabilit în funcție de presiunea convențională de bază p_tmir ( pt. B = 1,00 m și Df - 2,00 m) corectată pentru lățimea și adâncimea de fundare corespunzătoare fundației dimensionate și pentru gruparea de încărcări, conf. STAS 3300/2-85.

Pentru stratul menționat Ia punctul 5.6 care poate veni în contact cu talpa fundației, în funcție de adâncimea de fundare adoptată, presiunea convențională de bază :

p“=230kPa

5.8 în conformitate cu STAS 3300/2-85, pentru construcții obișnuite, nesensibile la tasări diferențiate și terenuri bune de fundare, se pot folosi presiunile convenționale și în faza de dimensionare a fundațiilor, situație în care se încadrează și cazul analizat.
5.9 La proiectarea infrastructurii se va ține seama de prescripțiile 'Normativului pentru proiectarea structurilor de fundare directă' indicativ NP 112 - 2013.
5.10 Clasele de expunere pentru betoanele din i

Ing. BABA C0M|H1A tfr.8942 din 04.03.2020

Timișoara Str. cf. reg. evidenta

Tel. 072115850dM^^W

REFERAT privind verificarea de calitate la cerința Af a studiului ”INTOCMIRE'Da2i SLEXECUTIE-INLOCUIRE CAZANE PE GAZ 2X58 MW LA S.C. CET HIDROCARBURI S.A. ARAD” ; STUDIUL GEOTEHNIC nr. 54/2020, amplasament:Loc. ARAD, Calea IULIU MANIU, nr. 65-71, CFnr. 307811; 307712; 307809; 307815, jud. ARAD faza D.T.A.C

1. Date de identificare:

Proiectant de specialitate : S.C. GEO TOLS S.R.L.

Titular de investiti : S.C. CET HIDROCARBURI S.A. ARAD

Amplasament ; Loc. ARAD, Calea IULIU MANIU, nr. 65-71, CF nr. 307811;

307712; 307809; 307815, jud. ARAD

Data prezentării pentru verificare: 04.03.2020

2. Caracteristici principale ale proiectului

STUDIUL GEOTEHNIC CUPRINDE:

• STUDIU GEOTEHNIC cu datele generale referitoare la amplasament, lucrările de investigare geotehnica efectuate, buletine de analiza si interpretarea rezultatelor încercărilor de investigare geotehnica, concluzii si recomandări privind terenul de fundare.
• Anexe grafice si tabelare: - plan de situație, fise sondaj geotehnic, buletinele de analiza ale incercarilor de laborator, fise centralizatoare cu rezultatele penetrărilor dinamice cu con PDU, calculul capacitatii portante a terenului de fundare, buletin de analiza al solului.

3. Documente prezentate la verificare

• Memoriu tehnic in care se prezintă soluția adoptata pentru respectarea cerinței de verificare: STUDIU GEOTEHNIC nr. 54/2020
• Caietele de sarcini:
• Breviar de calcul: Calculul capacitatii portante a terenului de fundare
• Planșele cu soluția proiectata:
• Alte documente: plan de situație, fise sondaj geotehnic, buletine de analiza ale incercarilor de laborator, fise centralizatoare cu rezultatele penetrărilor dinamice cu con PDU, calculul capacitatii portante a terenului de fundare, buletin de analiza al solului.

4. Observatii si recomandări

STUDIUL GEOTEHNIC verificat corespunde din punct de vedere al exigentelor impuse de legislația de specialitate in vigoare.

5. Concluzii finale

STUDIUL GEOTEHNIC verificat corespunde scopului cerut fumizand^lementele geotehnice necesare proiectării infrastructurii pentru "ÎNTOCMIRE DALI SI EXECUTIE-INLOCUIRE CAZANE PE GAZ 2X58 MW LA S.C. CET HIDROCARBURI S.A.

ARAD”.

PLAN DE SITUAȚIE Loc.Arad, jucLArad

Scara 1:500

¹ întocmire DALI

Desenai

îng ARDELEAN LI VIU

Proiectat

ing ARDELEAN LMU

PLAN DE SITUAȚIE A LUCRĂRILOR EFECTUATE

Planșa 1

Verificat

ing. Xxxxxxx Xxxxxx .

Data: Martie 2020

Scara: 1:500

Faza: AC

SC GEOTOLS SRL

Dumbravita, str. Petoiî Sandor, nr.45 Nr.Reg. Comerț RO17639174 , J35/1828/2005 tel. 0721911665, 0723298097

BENEFICIAR: S.C Cct Hidrocarburi S.A. Arad

ADRESA: Loc. Arad, Calea luliu Maniu, nr. 65-71, C.F. 307811; 3

DATA: Martie 2020

FISA GEOTEHNICA A FORAJULUI: Fl

Anexa

Nivelul supenor al acviferului ae Nivelul hidrostatic

ADÂNCIME

COTA APEI

SUBTERANE

stratificatii

DENUMIREA 'stratului

PLASTICITATE IP

IND DE CONSISTENTA IC

Greut. volumica

Porozilalea

Curgalor

Moaie

Consist

Vârtos

Tare

Id	Forfec. si zdrobire
Grad de indesare	Unghi de frecare	Coeziune _

² £

7 fl

X ra E

' UMPLUTURA ( NECOMPACTAT 4

P C'M.6 ARGILA, cafenie, plastic consistenta

22.3

23.3

096

-2 0 ARGILA, cafenie, plastic consistenta spre vârtoasâ r

-2,6 ARGILA cafenie,plastic consistenta,satur ita .strat neepuizat

0.82

0,83

44.44

44,33

080

0,80

84,56

întocmit: îng. Xxxxxxx Xxxxxxx

©d© ^©CL^ ©IML

L^cduut tv P»t^l Smdcr.m*). wl G12L 911 £d3«■! 0133 JMMÎ

ANEXA 4

Proiect: STUDIU GEOTEHNIC

Amplasament :Loc. Arad, Calea lulîu Manlu, nr. 65-71, C.F. 307811; 307712; 307009; 307815, jud. Arad.

Beneficiar :S.C, cet Hidrocarburi S.A. Arad

Data : Martie 2020

REZULTATUL ÎNCERCĂRILOR DE TEREN PRIN PENETRARE DINAMICA CU CON

PDU 1

0 10 20 30		H	N10	Rp	Rp	n	B	Ic	Ic	M2-3	E
0 10 20 30		m	lov/10cm	daN/cmp	daN/cmp	%	—		-	daN/cmp	daN/cmp
	...... 1 . ..1. > . . . < . . . 1 1 f 1 L 1 » ._4 ±_*_J	0.0-0 5	156	48J50	37.83	43,93	0.78	0,82	-	86,47	129,71
0 5 10 15 20 25 I ³⁰a 35 CJ E 40 a § 45 < 50 55 60 65 70 75 60		0.0-0 5	156	48J50	37.83	43,93	0.78	0,82	-	86,47	129,71
		0 5-10 1,0-1.5	17 6 6,2	54,72 17,14	42.00 13,37	4»j 48,62	U./O 0,95	U.Ou 0,61	-	67,51	74,26
		1 5-2.0	5,6	15\|4B	12.08	49.03	0,96	0,59	-	65,65	72,21
		2.0-2.5	12,6	34*84	27.17	45,51	0.84	0,75	-	80,44	104,57
		2.5-30	14,8	40;92	31.92	44,76	0.81	0.80	-	83,37	108,38
		3 0-3 5	12,4	34Î29	26.74	45,59	0,84	0,75	-	80,15	104,19
		35-40	15,0	43,69	34.08	44,44	0.80	0,82	-	84,56	109,93
		4 0-45 4 5-5 0	15,0 15,2	41(48 42,03	32.35 32.78	44.69 44,63	0,81 0,81	0,80 0.81	-	83,62 63.86	108,70 109,02
		5 0-5 5 5 5-6 0	15.8 16,2	43,69 44170	34,08 34,87	44,44 44.33	0,80 0,80	0,82 0,83	-	64.56 B4.9B	109.93 110,48
		6 0-6 5 6.5-7.0	15.0 16,0	41148 44*24	32.35 34,51	44,69 44,38	0,81 0,80	0,80 0,B3	-	83.62 84,79	108,70 110,23
		7.0*7.5 7 5-8 0	14,0 14.6	41,01 41,01	ol.yy 31,99 t r	44,74	0,81	0,80	■	63.41	108.44

Arad, slr luliu Mamu, nr 65-71

Foraj nr./Boring no F 1 Coia/Deplh 1 00 m 2 00 m

BULETIN DE ANALIZĂ nr. / ANALYSIS REPORT no. ......

DETERMINAREA GRANULOZITAȚII PĂMÂNTURILOR PRIN METODA SEDIMENTĂRII / PARTICLE SIZE ANALYSIS FOR SOILS BY SEDIMENTATION

Conform/According to SR EN ISO 14636-2 - Laborator autorizal/Authorized laboratory - Aut. nr/Aut No.2723/18.04 2013

T	(sec]	Densitate/Densily	R	R'	CI	R"	10^A2*e1a	Hr	dl [mmj	ml [%]
30”	30-	1,0281	28,1	28.6	0.19323	26(7932	-0:09826	7.276	0.0510	92.6
1'	, 60-	1.0265	26:5	27.0	019323	27.1932	0.09826	.7.820	0.0374	87.4
2'	120	1-.0262	25.2	25.7	0 19323--	25.8932	0 09826 ,	8.262	0 0272	. 03.2
5'	300	1.0231	23.1	23 6	0.19323	2317932 .■	0.09826	I&.976	0.0179	76.5
10'	600	1.0213	2L3	21.6	0.19323	21.9932	0.09626	. 9.688	0.0131.	70.8
20'	1200	1.0197	19.7	20.2	0.19323 .	20,3932	0:09026	10.132:	0:0095	.65:7
30'	1600	1.0188	18.6	19.3	0.19323	19.4932’	0:09826	10.430	0.0079	62,8
60'	3600	1.0174	17.4	17.9	0.19323	16.0932	0.09826	10 914	0.0057	60 3
120'	7200	1.0164	16.4	16.9	0.19323	17.0932	0.09626	11.254	0.0041	552
300'	18000	1 0137	13.7	14.2	019323	14.3932	0.09826-	12.172	0.0027	46.5
1440'	66400	1.0124	12.4	12.9	019323	13 0932	0.09826	12.614	0.0013	42 4

PO-101-01 07/13

Pag. 1/3

Dlagrama distribuției granulometrice / Granulometric curve

Pământuri	Pământuri		Pământuri
fine CI	grosiere Argilâ	Sa	Nisip	foarte grosiere
Sr	Praf	FSa	Nisip fin	Co	Bolovani?
FSI	Praf fin	MSa	Nisip mijlociu	Bo	Blocuri
MSi	Praf mijlociu	CSa	Nisip mare	Lbo	Blocuri mari
CSi PO-101-01.07/13	Praf mare /*/ i.	Gr FGr MGr CGr	Pietriș Pietriș mic Pietriș mijlociu Pietriș mare

Arad, str. luliu Manlu, nr G5-71 Forajnr./Boringno.: FI

Cola/Depth. -1.00 m - 2 00 m

Cl-	45 %
FSI-	15 %
MSi -	20 %
CSi -	19 %
FSa -	1 %
MSa-	0 %
csa -	0 %
FGr-	0 %
MGr>	0 %
CGr-	0 %
Cl-	45 7.
SI-	54 7o
Sa-	1 7»
Gr-	0 %

Total 100 %

Arad. str. luliu Maniu, nr 65-71

Foraj nr./Boring no.- F 1

Cota/Daplh. -1 00 m. - 2.00 m

Pământuri fino {praf șl argilă)

DENUMIRE PAMANT / SOIL TYPE

ARGILĂ /CLAY- CI

Șei profil: Dr. Ing. loan Pa/U B Șef laborator ing Gabriei

CA.RA s or aeo

SC CAR A SRL Arad, str. luliu Maniu, nr 65-71

Str. Filaret Barbu nr. 2 Foraj nr./Boring no.: F 1

300193 Timișoara Cola/Deplh 2 00 m -2 60 m

BULETIN DE ANALIZĂ nr. / ANALYSIS REPORT no. ......

DETERMINAREA GRANULOZITĂȚII PĂMÂNTURILOR PRIN METODA SEDIMENTĂRII / PARTICLE SIZE ANALYSIS FOR SOILS BY SEDIMENTATION Conform/Accordlng lo SR EN ISO 14680-2 - Laborator autorizat/Authorized laborator? - Aut nr/Aut. No.2723/18.04.2013

T	[sec]	Densitate/Density	R	R'	Ct	R"'	102eta	Hr	dt [mm]	mt \|%]
30"	30	1.0268	26.8	27.3	0.19323	27.4932	0.09826	7.718	0.0525	88.3
1’	60	1 0260	26.0	26.5	0.19323	26.6932	0.09626	7.990	0.0378	85 8
2'	120	1 0253	25.3	25.8	0.19323	25.9932	0.09826	8.228	0 0271	83 5
5'	300	1.0238	23.8	24 3	0.19323	24 4932	0 09826	8.738	0.0177	78.8
10'	600	1.0224	22.4	22.9	0.19323	23.0932	0.09826	9.214	0.0128	74 3
20'	1200	1.0209	20.9	21.4	0,19323	21.5932	0.09826	9.724	0.0093	695
30'	1800	1.0205	20.5	21.0	0.19323	21.1932 .	0.09826	9.860	0.0077	68.2
60'	3600	1.0191	19.1	19 6	0.19323	19.7932	0.09826	10.336	0.0056	63.8
120'	7200	1 0180	18.0	18 5	019323	18.6932	0.09826	10.710	0 0040	60,3
300'	18000	1.0165	16 5	17.0	0.19323	17.1932	0.09826	11.220	0.0026	55.5
1440'	86400	1.0149	14 9	15-4	0.19323	15.5932	0.09826 .	11.764	0.0012	50.4

PO-101-01.07/13

Pag. 1/3

Diagrama distribuției granuiometrice / Granulometric curve

Pământuri	Pământuri
fine	grosiere
CI	Argilă
Si	Praf
FSi	Praf fin
MSI	Praf mijlociu
CSI	Praf mare

PO-101-01 07/13

Pământuri foarte

Sa	Nisip	grosiere
FSa	Nisip fin	Co	Bolovăniș
MSa	Nisip mijlociu	Bo	Blocuri
CSa	Nisip mare	Lbo	Blocuri mari
Gr	Pietriș
FGr	Pietriș mic
MGr	Pietriș mijlociu
CGr	Pietriș mare

Arad, str. luliu Mamu, nr, 65-71

Foraj nr./Boring no • F1 Cota/Depth: - 2 00 m.„- 2.60 m

Cf-	54 %
FSJ -	12 %
MSI-	14 %
CSI-	11 %
FSa-	9 %
MSa-	0 %
CSa -	0 %
FGr-	0 %
MGr-	0 %
CGr-	0 %
Cl-	54 %
Si-	37 %
Sa -	9 %
Gr-	0 %

Total 100 %

CLASIFICARE PĂMÂNTURI SR EN ISO 14688-2/2005

Părți fine d < 0.063 mm [%] «3 n> CD 10 45 *3 ÎO

Arad, slr. Xxxx Xxxxx, nr 65 71

Foraj nrJBoring no F 1 Cota/Depttr - 2 00 m. - 2 60 m

Nisip -0.063 mm...2 mm

100

Pietriș -

< 2 mm...63 mm

Pământuri fine (praf șl argilă)

109

flrsaSI grsaCI

2 grsacISa nisnsISa

Ci sa

jCI

4 sagrSI SDQrCI

3 sagralSa sagrcISa

100

PO-101-01 07/13

Părți fine < 0.063 mm

DENUMIRE PAMANT / ȘOIL TYPE

ARGILĂ / CLAY - CI i

Pământuri mixte (pietriș argilos sau prăfos șl nisip)

Pământuri granulare (pietriș șl nisip)

Șef profil: Dr. ing. Xxxx Xxxx

I, Xxxxxxxx

X.X. Xxxx SRL

Arad, str. luliu Maniu, nr 65-71 Foraj nr /Boring no F 1 Cota/Depth: - 2 60 m. - 0.00 m

.....

Str. Fifaret Barbu nr. 2

300193 Timișoara

BULETIN DE ANALIZĂ nr. / ANALYSIS REPORT no.

DETERMINAREA GRANULOZITĂȚII PĂMÂNTURILOR PRIN METODA SEDIMENTĂRII / PARTICLE SIZE ANALYSIS FOR SOILS BY SEDIMENTATION

Conform/Accordlng lo SR EN ISO 14688-2 - Laborator autorizat/Authorized laboratory - Aut nr/Aut No.2723/18 04.2013

T	JsecJ *	Densitate/Denslty	R	R'	Ct	R"	10^A2‘eta	Hr	dt [mm]	mtj%]
30"	30	1.0288.	28,8	29.3	0.19323	29 4932	0.09626	7.038	0.0502	94 7
T	60	1.0276	27.6	28.1	0.19323	28.2932	0.09826	7.446	0.0365	90 9
2'	120	1.0264	26.4	26.9	0.19323	27,0932	0.09826	7854	0.0265	87.1
5'	300	1.0245	24.5	25.0	0.19323	25.1932	0.09826	8.500	0.0174	81.0
10'	600	1.0226	22.6	23.1	0.19323	23 2932	. 0.09826	9.146	0 0128	74.9
20'	1200	1.0210	21.0	21.5	0.19323	21 6932	0.09826	9.690	0.0093	69.8
30'	1800	1.0201	20.1	20.6	0.19323	20.7932	0.09826	9.996	0.0077	67.0
60'	3600	1.0188	18.8	19.3	0.19323	19.4932	0.09826	10 438	0.0056	62.8
120'	7200	1.0175	17.5	18,0	019323	18.1932	0.09826	10.880	0.0040	56.7
300'	18000	1.0161	16.1	16.6	0.19323	16.7932	0.09826	11.356	0.0026	54.2
1440'	86400	1.0140	14.0	14 5	0.19323	14.6932	0 09826	12 070	0 0012	47 5

PO-101-01.07/13

Pag. 1/3

Diagrama distribuției granulom trice / Granulometric curve

Arad, slr luliu Maniu, nr. 65-71

Foraj nr./Boring no.: F 1

Cota/Depth. - 2 60 m - 6 00 m

Cantităy procentuale/Pcrccntage quanUUas pi]

CI FSi MSi CSI FSa MSa CSa FGr MGr

100.0 90.0 BO.O 70.0 60.0 50.0 40.0 30.0 20.0 10.0 0.0

0.001 0-002 0.0063 0.010 0-020 0.063 n.iOO 0.200 0.630 i.QOO 2.000 6.300 10000

Diametrul partlculolor/I’artlcle’s dlamotar [mm]

Ct-	52 %
FSt-	13 %
MSi-	18 %
CSI-	16 %
FSa -	1 %
MSa -	0 %
CSa -	0 %
FGr-	0 %
MGr-	0 %
CGr-	0 %
Cl-	52 %
Si-	47 %
Sa-	1 %
Gr-	0 %

Pământuri			Pământuri
fine	CI	Argilă	grosiere	Sa
	SI	Praf		FSa
	FSi	Praf fin		MSa
	MSi	Praf mijlociu		CSa
	CSi	Praf mare		Gr
				FGr
				MGr
				CGr

PO-101-01 07/13

Nisip

Nisip fin

Nisip mijlociu

Nisip mare

Pietriș

Pietriș mic

Pietriș mijlociu

Pietriș mare

Pământuri

foarte

grosiere

Co Bolovâniș

So Blocuri

Lbo Blocuri mari

Total 100 %

Arad, str luliu Manlu, nr 65-71

Foraj nr./Boring no • F 1 Cota/Depth: - 2.60 m 8 00 m

Pământuri fine (praf șl argilă)

Pământuri mixte (pietriș argllos aau prâfos șl nisip)

Pământuri granulate (pietriș și nisip)

PO-101-01.07/13

ARGILĂ ZCLAY-CI

¹¹

S.C. CARA SRL

Str. Filaret barbu nr. 2

300193 Timișoara

RO60 RNCB 0255 1 468 9495 0001

BCR, SUC. TIMIȘOARA

WWW.CARA-QEOTEHNICA.RO

Lab.Aut.gr. 11 Profil GTF+ChimiC-Aut.

O.R.C. J 35/986/1992

C.I.F. RO- 1820068 TEL. 0356-44B979 MOB. 0722-573188 FAX 0356-410067 e-mail: xxxxxx@xxxxxxxxxxx

Nr. 2723/18.04.2017

BULETIN DE ANALIZĂ nr. 14.496 / 2020

ANALIZE CHIMICE AGRESIVITATE SOL FAȚĂ DE BETON

Conform cerințe standard NE 012 — 1 / 2007

Denumire lucrare : Analiză chimică — agresivitate sol față de beton pt. o probă prelevată din Arad, str. luliu Maniu, nr. 65-71, jud. Arad.

Beneficiar : S.C. GEO TOLS S.R.L. pentru Municipiul Arad

Determinări		Valori de referință	Q ’E 4 c	expunere	Metode de încercări de referință	Metode de încercări utilizate	UM	Rezultate	Clasa de expunere	Agresivitate chimică
Prelevare probă ■	Locul prelevării probelor: Arad Adâncimea de prelevare : FI —1,00 m...- 2,00 m Data prelevării probelor: 18.02.2020					-	-	-	-	-
Sulfați (S0<²)		>2000 și <3000 > 3000 și < 12000 > 12000 și <24000 ,	xl X x	Al A2 A3	STAS 8601 - 70	Fotometrul xx xxxxx	mg/kg	2800,0		Agresivitate slabă
pH					ISO 4316	Fotometrul xx xxxxx	-	8,0		Neagresivă
Aciditate		> 200 Xxxxxxx Xxxxx	X	Al A3	DIN 4030-2X		r&lAg □□—L_	9,12	•	Neagresivă

Data : 28.02.20ZQ^

profil: Ing. Oan;

/ «\ YA - ___!

^ACB £/

ȘaHaborator: Ing. Xxxxxxxx Xxxxx

Ia^-. - S

Z723f|fl,n«

A.

STUDIU TOPOGRAFIC

MEMORIU TEHNIC

Pentru realizarea studiului topografic, trebuie parcurse următoarele etape:

1. Recunoașterea terenului a limitelor zonelor studiate, stabilirea metodelor de lucru și a aparaturii necesare
2. Obținerea de informații specifice lucrării de la OCPI, CET Hidrocarburi, Primăria Mun. Arad
3. Lucrări premergătoare

Aceste lucrări, executate în teren și la birou asigură condițiile optime de realizare a sesiunilor de măsurători, în urma recunoașterii zonei de lucru și întocmirii proiectului lucrării.

Pentru realizarea proiectului a fost necesară o documentare prealabilă în legătură cu zonele la care se referă proiectul:

Informațiile privitoare la relief, la situația existentă în teren referitoare la construcții, platforme și posibilitatea de acces. S-a stabilit că toată ridicarea topografică se va realiza pe domeniul public al Municipiului Arad situat în actuala incintă funcțională S.C. CET Hidrocarburi S.A, situată în Bd-ul luliu Maniu nr. 65-71, Arad ( C.F. nr. 359603, 307811, 307809).

Se menționează că lucrarea topografică pentru delimitarea proprietății publice s-a bazat pe planurile topografice analogice întocmite de către S.C. TOPO AXXIS CAD S.R.L. și S.C. DATCAD S.R.L.

Rezultatele obținute în urma lucrărilor topografice realizate au fost preluate și folosite la redactarea pieselor scrise și desenate ale proiectului.

4. Lucrări de teren

Conform prevederilor instrucțiunilor tehnice în vigoare, toate punctele din ridicarea topografică a fost determinată în sistemul de referință Stereo 70. Marea Neagră 75.

Pentru determinarea punctelor-de-detaliu s-au realizat măsurători satelitare prin metoda cinematică în timp real (RTK), utilizând receptoare multi frecvență.

Pentru realizarea acestor măsurători s-au folosit receptoare Leica: Viva (două receptoare).

Datele rezultate în urma determinărilor GPS cu receptoare Leica au fost prelucrate în vederea întocmirii planului digital.

Preciziile obținute: măsurătorile s-au încadrat în toleranțele admise de normele și normativele în vigoare.

Rezultatele obținute în sistemul ETRS89 sunt transformate în sistemul de referință Stereografîc 1970 utilizând programul TransdatRO 4.05.

Caracteristicile generale ale zonei de lucru asigură condiții bune de deplasare la punctele rețelei de îndeșire.

5. Lucrări de birou

Datele au fost prelucrate cu AutoCAD Civil 3D 2015 și Topo LT ver.9.0 Planurile au fost redactate în AutoCAD Ea scara 1:1.

Programul pentru compensarea rețelei de ridicare se bazează pe metoda măsurătorilor indirecte.

In calcule au fost utilizate punctele cu coordonate în Sistemul de proiecție Stereografic 1970. Au

fost utilizate semnele convenționale în vigoare.

Suprafețe/Lungimi măsurate ARAD - 1.700 mp;

9.470 mp;

9.522 mp.

Imobilul este înscris în Cartea funciară nr.:

- 359603, identificat prin număr cadastral 359603, în suprafață de 1.700 mp;
- 307811, identificat prin număr cadastral 307811, în suprafață de 9.470 mp;
- 307809, identificat prin număr cadastral 307809, tn suprafață de 9.522 mp.

Suprafața totala C.F. nr. 359603, 307811, 307809 este de 20.692 mp.

Redactarea planurilor de amplasament și delimitarea cu semne convenționale, respectiv planurile topografice analogice au fost recepționate și vizate OCPI.

Atașăm mai jos inventarul de coordonate a punctelor radiate: Pentru C.F. 307811:

Nr. PcL	Coordonate pct de contur
Nr. PcL	X fm\|	Ylml
591	526980.600	216998.578
610	526977.163	216996.432
611	526976.112	216995.776
634	526975.295	216995.266
592	526974.291	216994.639
593	526966.098	217007.559
594	526949.847	217026.284
595	526936.778	217040.607
596	596925.621	217052.711
597	526908.724	217071.302
598	526886.412	217094.872
599	526874.603	217101.032
338	526857.533	217115.252
649	526854.268	217117.099
650	526850.782	217119.070
343	526846.655	217121.405
348	526845.982	217126.424
600	526844.024	217128.668
374	526833.514	217139.135
430	526810.468	217159.838
412	526804.677	217165.233
601	526786.037	217179.318
602	526782.136	217179.194
432	526781.811	217179.509
435	526775.915	217185.089
603	526772.075	217189.054
604	526772.081	217191.886
444	526769.891	217194.206
451	526766.574	217197.532
470	526758.665	217204.453
467	526760.804	217209.943
653	526761.910	217211.228
654	526764.587	217214.338
462	526766.047	217216.035
471	526767.849	217217.442
707	526768.012	217217.714

706	526769.476	217220.155
472	526769.765	217220.637
510	526775.545	217225.482
506	526784.386	217235.567
605	526785.965	217243.046
518	526788.151	217262.218
660	526793.001	217265.838
659	526794.261	217266.778
606	526795.571	217267.756
607	526848.026	217197.468
608	526884.287	217148.783
252	526884.370	217147.232
658	526882.767	217145.613
661	526881.727	217144.563
526	526880.585	217143.410
251	526875.774	217131.757
250	526876.340	217129.345
249	526882.854	217118.639
657	526881.969	217116.635
652	526881.370	217115.278
651	526979.944	217112.045
648	526879.315	217110.621
240	526878.910	217109.703
267	526879.774	217107.312
645	526884.256	217105.933
644	526891.902	217103.581
205	526895.154	217102.581
197	526909.452	217085.526
166	526925.665	217066.183
152	526941.713	217047.175
143	526961.024	217024.453
132	526975.192	217007.509
131	526976.310	217006.010
130	526978.365	217002.073

Pentru C.F. 359603:

Nr. Pct	Coordonate pct. de contur
Nr. Pct	X \|m]	Y\|m\|
66	526380.651	220172.749
67	526382.959	220165.724
68	526375.976	220163.388
69	526373.663	220170.459
70	526403.796	220180.242
71	526406.028	220173.224
72	526398.907	220170.949
73	526396.715	220178.037
74	526434.542	220309.362
75	526426.092	220321.158
353	526416.234	220306.212
384	526411.559	220296.364
383	526410.229	220294.398
382	526403.56	220289.589

381	526400.8	220277.143
380	526392.263	220252.96
379	526391.868	220255.218
378	526391.749	220255.904

Pentru C.F. 307809:

Nr.	Coordonate	>ct. de contur
Pct	X \|m\|	Y\|ml
1	526603.030	220309.831
2	526643.021	220341.901
3	526691.135	220398.870
4	526702.360	220403.175
5	526732.398	220432.237
6	526780.450	220483.378
7	526823.573	220578.502
8	526847.602	220580.517
9	526871.683	220612.203
10	526892.752	220637.371
11	526903.766	220650.385
12	526931.771	220673.393
13	526941.368	220681.298
14	526952.407	220693.153
15	526971.521	220712.308
16	527182.356	220730.276
17	527237.432	227452.282
18	527257.217	227471.721
19	527270.306	227501.563
20	527371.217	227523.247
21	527380.501	227632.109
22	527412,203	227650.230
23	527480.127	227671.392
24	527500.276	227702.013
25	527516.802	227765.231
26	527538.903	227790.653
27	527609.356	227908.297
28	527632.561	227917.830
29	527701.798	227943.397
30	527765.396	227971.560
31	527778.350	227901.349
32	527800.451	227953.531
33	527857.507	227971.703

întocmit și prelucrat de S.C. PROARCOR S.R.L. pe baza măsurătorilor și datelor topografice furnizate de S.C. TOPO AXXIS CAD S.R.L. și S.C. DATCAD S.R.L.

Nr cadaibai

307009

Cahfla funciara nr

Suprima ia maiuraia __fmpj___

E5?2

K73G5

Adresă I.Tipbltuîui

ARAD S FR. lUtIU MANIU !,R $5-71

Ua’ arad

A Dat* relarltava U [»an

Hr parca Ou«sw»i)o Saora!aA>

kt«nturT

litonu

CC________I

TEREN ÎMPREJMUIT

1QÎAL

SC DATCAO SRL

^c"bastian-

v<i^e 0»oțj

cerere nr 136678 / 02-09-20? 1

'U5c.nl de CadAfUy n Pubbuuk Uwbdwa ARAPI

S C. opo Axxîs Cad SP .. HO I6262KS ?ee C CtPj^vw r Ifi * rn 025 -2HCH			beneficiar SC. C £ T HtdroCcrbur S A Arcd cros Arcd B- cwi luliu Mamu nr		Pi. nr
ACI UNEA	NUMELE	SEMNĂTURĂ	^³S‘c^,yrn	Plen topografic analogic , pentru imopiiu' identificat prin CF 307BIL Situat in înlrav anul crasului Arad Cel. luhu Meniu nr 65—7I
MĂSURĂ’	0 iv an Necso		1-1000 1 wooo
REDACTA	0 v an Hecsa
DESENAT	OHvion JeciQ
VER'ACAî	ctavian Leuca		S1ESE0TO Dctv Hs-em;ri* 2Q1^ Ur prciect 465 /201'

Inspector

4.*pi3«2aiaa 4j?sin

Xxxxxxxxx

Xxxxx

Xxxxxx Xxxxx

161786/01 11 2021

Oficiul de Cadastru și Publicitate Imobiliară ARAD gp Biroul de Cadastru și Publicitate Imobiliară Arad

ANCEI EXTRAS DE CARTE FUNCIARĂ

::"r pentru informare

•«a » t *

Carte Funciară Nr. 307809 Arad

A. Partea 1. Descrierea imobilului

Nr. CF vechi 67661

Nr. topografic:5334/5. 5333/3, 5331/1/2.

5331/2/2, 5331/3/1. 5332, 5331/5/2.

TEREN Intravilan 5331/4/1

Adresa: Loc. Arad, Calea luhu Maniu, Nr. 65-71, lud. Arad

Nr. Crt	Nr. cadastral Nr. topografic	Suprafața* (mp)	Observații / Referințe
Al	3O7BO9	9 522	Teren împrejmuit

Construcții

Crt	Nr cadastral Nr. topografic	Adresa	Observații / Referințe
Al.l	307809-C1	Loc Arad, Calea luliu Maniu. Nr. 65-71, lud. Arad	Nr. niveluri:!; 5. construita la sol 604 mp; 5. construita desfasurata:604 mp; Linie CFU
Al.2	307809-C2	Loc Arad. Calea luliu Maniu, Nr. 65-71, lud. Arad	Nr. niveluri.1; S. construita la sol 536 mp; 5. construita desfasurata:536 mp; Linie CFU
Al.3	3O78O9-C3	Loc. Arad, Calea luliu Maniu. Nr, 65-71, lud. Arad	Nr. niveluri:!; 5. construita la sol:283 mp; 5. construita desfasurata:2B3 mp. Conducta supraterana
A1.4	3O78O9-C4	Loc. Arad. Calea luliu Maniu. Nr 65-71. lud. Arad	Nr. mvelun:l; S. construita la sol 76 mp; 5. construita desfasurata:76 mp. Conducta supraterana
A1.5	3O78O9-C5	Loc Arad. Calea luliu Maniu. Nr, 65-71. lud. Arad	Nr. niveluri.!; S. construita la sol 17 mp; 5. construita desfasurata:17 mp, Sperator păcură
Al .6	307809 C6	Loc Arad. Calea luliu Maniu. Nr. 65-71, lud. Arad	Nr. niveluri:!; 5. construita la sol 10 mp; S. construita desfasurata: 10 mp. Rezervor condens păcură
A1.7	307809-C7	Loc Arad, Calea luliu Maniu. Nr. 65-71 ]ud. Arad	Nr. niveluri;!. 5. construita la sol.1172 mp; 5. construita desfasurata 1172 mp. Rezervor păcură 3150MC .an edificare 1979
Al.8	307809-C6	Loc. Arad, Calea luliu Maniu Nr. 65-71. Jud. Arad	Nr. niveluri:!. S. construita la soi:261 mp, 5 construita desfasurata:261 mp, Rezervor păcură subteran.an edificare 1993
Al.9	307B09C9	Loc. Arad. Calea luliu Mamu. Nr. 65-71. \|ud. Arad	Nr. niveluri:!. 5 construita la sol'255 mp; 5 construita desfasurata:255 mp. Rezervor păcură subteran.an edificare 1993
Al 10	3O7B09-C10	Loc. Arad. Calea luhu Maniu, Nr. 65-71, Jud. Arad	Nr. niveluri:!; 5. construita la soi.720 mp; 5. construita desfasurata:720 mp, Rezervor păcură subteran.an edificare 1993
Al 12	307BO9C12	loc. Arad. Calea luliu Mamu. Nr. 65-71. Jud. Arad	Nr. niveluri:!; S. construita la sol:lll mp; S. construita desfasurata:! 11 mp. BazinlRezervor apa incendiu) subteran, an edificare 1979
Al 13	3O78O9-C13	Loc. Arad Calea luhu Maniu Nr. 65-71, Jud. Arad	Nr. niveluri:!; 5 construita la sol:453 mp; S construita desfasurata:453 mp. Drum acces-CET PE HIDROCARBURI NE
Al 14	307809 C14	Loc. Arad. Calea luhu Mamu Nr. 65-71 1ud. Arad	Nr. niveluri:!, 5. construita la sol:221 mp; S. construita desfasurata:! mp: Rampa descărcare
Al 15	3O78O9.C15	loc. Arad. Calea luliu Maniu. Nr. 65-71 Jud. Arad	Nr. niveluri:!; 5 construita la sot:43 mp; S. construita desfasurata:43 mp. Casa pompe gospodărie pacuta reqim Înălțime P, an edificare 1957
Al 16	3O7BO9-C16	Loc Arad, Calea luhu Maniu. Nr. 65-71 )ud. Arad	Nr. niveluri:!; S. construita la sol.202 mp: 5. construita desfasurata:2O2 mp. Clădire statie pompe păcură regun înălțime P .an edificare 19 79

B. Partea II. Proprietari și acte

înscrieri privitoare la dreptul de proprietate și alte drepturi reale

Referințe

14469/01/09/2004________________________________________________________

Lege nr. 834/1991;

□ " intâboSare. drept de"PROPRIEIATEcu titlul de atestare-, dobândit prin Âi.l/^\t.B8

Lege, cota actuala 1/_1 _______ ______

' 1) S.C. CEI 'HIDROCARBURI 5.A. " Z-l-Z Z

OBSERVAȚI!, (provenita din tonve s a F oTodlf.-

Lc meu: r.ne canine u.ire ca cuiacrer ne s ij pn:eu Je teveder.le Leg i A-r n/WOiri Paginai

epdy ancfll.ru

înscrieri privitoare la dreptul de proprietate și alte drepturi reale		Referințe
136678 / 02/09/2021
Act Notarial nr. 2160. din 14/09/2021 emis de BNP Xxxxx Xxxxx Xxxxx Act Administrativ nr. 65530, din 26/00/2021 emis de MUNICIPIUL ARAD;
B7	Intabulare, drept de PROPRIETATE, in rangul încheierii nr. 14469/2004, dobândit prin Lege, cota actuala 1/1	Al.2, A1.3. Al.4. Al.5. A1.6, A1.7, Al.a. Al.9, Al.10, Al. 12. A1.13, Al. 14. Al.15. Al.16
	1) 5.C. C.E.T. HIDROCARBURI S.A., CIF:26176052
59780 /13/05/2022
Act Notarial nr. 528, din 13/05/2022 emis de Xxxxxxx Xxxxxx Xxxxx:
BB	Intabulate, drept de PROPRIETATEcumparare. dobândit prin Convenție, cota actuala 1/1	Al
	1) MUNICIPIUL ARAD. CIF:3519925, domeniu public

C. Partea III. SARCINI.

înscrieri privind dezmembrămlntele dreptului de proprietate, drepturi reale de garanție șl sarcini

Referințe

NU SUNT

Anexa Nr. 1 La Partea I

Teren

Nr cadastral	Suprafața (mp)’	Observații / Reft
307009	9.522

* Suprafața este determinată in planul de proiecție Stereo 70.

Date referitoare

a teren

Crt

C tegorie folosință

fnuq

vilan

Suprafața (mp)

Târlo

Parcela

Nr, iopo

Observații / Referințe

curți construcții

9 522

•

5334/5

Date referitoare la construcții

Păstra 3 am

Cri	Număr	Destinație construcție	Supraf. (mp)	Situație juridică	Observații / Referințe
Al 1	307B09-C1	construcții industriale si edilitare	604	Cu acte	5. construita la sol 604 mp; S construita desfasurata 604 mp L me CFU
Al 2	307B09-C2	construcții industriale si edilitare	536	Cu acte	S. construita la soV536 mp S construita desfasurata 536 mp linie CFU
Al.3	3G7809-C3	construcții industriale si edilitare	283	Cu acte	S. construita la sol 203 mp S construita desfasurata 2B3 mp, Conducta supraterana
A! 4	3078D9-C4	construcții industriale si edilitare	76	Cu acte	S. construita ia sol 76 mp S construta desfasurata 76 mp Conducta supraterana
Al 5	3O7B09-C5	construcții industriale si ; edntare	17	Cu acte	s. construita re soi 17 mp s const ta desfasurata l f mp. 5p rato pa u
Al u	307809-C6	constructi industriale s edi itare	10	Cu acte	5 const tura ia sol 10 mp 5 onst r ■ desfasurata m net rmcien pa r

<.4 O CO. 're Cj'e ■ 1. c ) u lei oaisor'.l n orajL Weitf

epny orcpl ro

Carte Funciară Nr 307809 Comuna/Oraș/Municipiu: Arad

		Destinație construcție		Supraf. (mpf
Cri	Număr	Destinație construcție		Supraf. (mpf	juridică	Observa'ții / Referințe
Al. 7	307809-C7		construcții ndustriale si edilitare	1.172	Cu acte	S. construita la sol:1172 mp; S. construita desfasurata:1172 mp; Rezervor păcură 3150MC ,an edificare 1979
A1.0	307809-C8		construcții ndustriale si edilitare	261	Cu acte	S. construita la sol:261 mp; 5. construita desfasurata:261 mp; Rezervor păcură subteran,an edificare 1993
Al.9	307809-C9		construcții ndustriale si edilitare	255	Cu acte	S. construita la sol;255 mp; S. construita desfasurata;255 mp; Rezervor păcură subteran.an edificare 1993
Al.10	307809-C10		construcții ndustriale si edilitare	720	Cu acte	S. construită ta sof;720 mp: S construita desfasurata:720 mp, Rezervor păcură subteran.an edificare 1993
Ai.n	307809-C11		construcții ndustriale si edilitare	41	Fata acte	5. construita la sol'41 mp; S. construita desfasurata;41 mp; Clădire Statle pompe incendiu,an edificare 1979
Al.12	307809-C12		construcții ndustriale si edilitare	111	Cu acte	S. construita ia sol:lll mp: S. construita desfasurata.lll mp; BazmfRezervor apa incendiuj subteran, an edificare 1979
Al.13	307809-C13		construcții ndustriale si edilitare	453	Cu acte	S. construita la sol:453 mp; S. construita desfasurata:453 mp; Drum acces-CET PE HIDROCARBURI N-E
Al.14	307BD9-C14		construcții ndustriale si edilitare	Din acte: 211 Masurata: 221	Cu acte	S. construita la sol:221 mp; S. construita desfasurata;! mp; Rampa descărcare
Al.15	3O78O9-C15		construcții ndustriale si edilitare	43	Cu acte	5. construita la sol.43 mp; S. construita desfasurata;43 mp; Casa pompe gospodărie păcură, regim înălțime P, an edificare 1957
Al.16	307B09-C16		construcții industriale si edilitare	202	Cu acte	5. construita la sol;202 mp; 5. construita desfasurata:2Q2 mp; Clădire statle pompe păcură, regim înălțime P ,an edificare 1979

Lungime Segmente

1) Valorile lungimilor segmentelor sunt obținute din proiecție In plan.

Punct început	Punct sfârșit	Lungime segment t- (m)
1	2	3.743
3	4	2.105
5	6	3.052
7	B	4.663
-------&	■ 4X1	16925
11	12	7.627
13	14	12.522
15	16	5.378
17	18	7 266
19	20	15.133
21	22	5.564
23	24	5.118
25	26	14.953
27	20	5.17,
29	30	2.269
31	32	65.787
33	34	2.705
35	36	2.505
37	38	9.424
39	\| 1	24.628

** Lungimile segmentelor sunt

Punct început	Punct sfârșit	Lungime segment r (m)
2	3	4.223
4	5	5.613
6	7	10 487
a	9	32.165
------ut	----------14-	----------------------12.505
12	13	2.499
14	15	30.08
16	17	7.587
10	19	0.7
20	21	6.127
22	23	12.241
24	25	0.513
26	27	2.561
20	29	1.376
30	31	17.012
32	33	38 817
34	35	52
36	37	11.791
30	39	4.082

planul de proiecție Stereo 70 ți sunt rotunjite la 1 milimetru.

^w Distanta dintre puncte este formată din segmente cumulate ce sunt mai mici decât valoarea 1 mllimet

_______________________________________________Carte Funciară Nr 307809 Comuna/Oraș/Municipiu: Arad Extrasul de carte funciară generat prin sistemul informatic integrat al ANCPI conține informațiile din cartea funciară active la data generării. Acesta este valabil in condiți le prevăzute de art. 7 din Legea nr. 455/2001. coroborat cu art. 3 din O U.G. nr 41/2016 exclusiv în mediul electronic, pentru activități și procese administrative prevăzute de legislația in vigoare. Valabilitatea poate fi extinsă și în forma fizică a documentului fără semnătură olografă cu acceptul expres sau procedural al instituției publice ori entității care a solicitat prezentarea acestui extras.

Verificarea corectitudinii și realității informațiilor conținute de document se poate face la adresa www.ancpl.ro/verificare. folosind codul de verificare Online disponibil în antet. Codul de verificare este valabil 30 de zile calendaristice de la momentul generăm documentului

Data și ora generării.

23/08/2022, 10 02

Ofioul de Cadastru și Publicitate Imobiliară ARAD Biroul de Cadastru 51 Publicitate Imobiliară Arad

ANGPI

EXTRAS DE CARTE FUNCIARĂ

PENTRU INFORMARE

Mr. cerere

Ziua

Luna

Anul

Carte Funciară Nr 307B11 Arad

Cod ver^cire

mMhi

A. Partea I. Descrierea imobilului

Nr CFvech:67661

Nr. topografic 5334/3, 5334/4. 5333/2,

TEREN Intravilan 5333/5. 5674/2'2

Adresa: Loc. Arad. Calea (uliu Maniu. Nr. 65-71, lud. Arad

Nr. Crt	Nr. cadastral Nr. topografic	Suprafața* (mp)	Observații / Referințe
Al	307011	9.470	imobil parțial împrejmuit cu gard de beton

Construcții

Crt	Nr cadastral Nr. topo rafie	Adresa	Observații / Referințe
Al.l	307B11-C1	Loc. Ara £ a ea Iu uManu. Nr. i&-71, ud. Arad	Nr. niveluri:!; S. construita a sol;16 mp,. 5. construita de f ur ta-16 mo. re ervor s alare
A1.2	3O7811-C2	Loc. Ara . Ca ea Iu iu Mamu, Nr. 65-71, ud. Arad	Nr. niveluri:!; 5. construita a so :279 mp; S construita desfasurata:279 m estacada conducte
A1.3	307811-C3	Loc. Arad, Ca ea Iu iu Man u, Nr. 6 - 1. ud. Arad	Nr. ntve urni: 5. construita a sol- 63 mp; S. construita desfasurata;26 m 2 condu te
A1.4	307811-C4	Loc. Ara , Ca ea u iu Man u, r. 65-71. Jud. Arad	Nr. n ve urrl, S. construita a sol:32 mp; S. construita desfasurata 32 mp, atelier dulgherie (clădire in stadiu vansat de de radare
A1.5	307811-C5	Loc. Arad, alea Iul u Mamu, Nr. 65-71, ud. Ar	Nr. nvelurr ; S. construta la sol:42 mp: 5. construita desfasurata:42 mo. linie cate ferata uzin la
Al.6	307811-C6	Loc. Arad. Ca ea luliu Maniu, Nr. 35-71, ud. Arad	Nr. nveluriJ; S. construita la so\|:256 mp; 5. construita desfasurata:256 m . linie ale ferata uzinala
Al 7	3O7811-C7	Loc-Ara , alea lu tu Maniu. Nr. 5-71, ud. Arad	Nr. nveuri:!, S. construta a so ;2 1 mp; 5, construita d sfasurata:221 m 1, linie cale ferata uzinala
Al.8	307B11-CB	Loc. Arad, Calea luliu Maniu, Nr. 65-71. lud. Arad	Nr. niveluri;!; S. construita la sol 12 mp. S. construita desfasurata. 12 mp. decantor
Al 9	3O7B11-C9	Loc. Arad. Calea luliu Maniu. Nr, 65-71, lud. Arad	Nr. niveluri !; 5. constru ta la sol 4 mp S construita desfasurata.4 mo: bazin
Al.10	307011-C10	Loc Arad, Calea luliu Maniu. Nr. 65-71, jud. Arad	Nr. niveluri: 1; S. construita la sol 13 mp 5. construita desfasurata. 13 mp. bazin
Al 11	307011-Cll	Loc. Arad, Calea luliu Maniu, Nr. 65-71, lud. Arad	Nr. niveluri!; 5. construta la sol 5 mp 5. construita desfasurata 5 mo; cabina ocarta
Al 12	3O7811-C12	Loc. Arad, Calea luliu Mamu, Nr 65-71, lud. Arad	Nr. niveluri 1; 5. construita la sot 3 mp S construita desfasurata.3 mp, WC
Al 13	307811-C13	Loc. Arad. Calea luliu Maniu, Nr. 65-71, lud. Arad	Nr. niveluri !; S. construita la sol 143 mp, 5 construita desfasurata. 143 mp. ciad re CAF
Al.14	307011-C14	Loc. Arad, Calea luliu Mamu. Nr. 65-71. lud. Arad	Nr. niveluri:!; S construita la sol 661 mp. 5 construita desfasurata:661 mp. clădire CAF
Al.15	307811-C15	Loc. Arad, Calea luliu Maniu, Nr. 65-71, lud. Arad	Nr. niveluri:!; S. construita la sol 1072 mp. S construita desfasurata:1072 mp. turn răcire
Al.16	307811-C16	Loc Arad, Calea luliu Mamu, Nr. 65-71, lud. Arad	Nr. niveluri!; S. construita la sol 250 mp, S. construita desfasurata.25S mo. deoozi chimicale
Al.17	3O7B11-C17	Lac Arad, Calea luliu Maniu. Nr 65-71 lud. Arad	Nr. niveluri!: 5 construta la sol 55 mp; 5 construita desfasurata.55 mp, PL descărcate HCL
Ai!8	3O7011-C1B	Loc. Arad. Calea luliu Mamu Nr 65-71 1ud. Arad	Nr. niveluril. S construia la sol 63 mp, 5 construita desfasurata:60 mp. maqazie sare
Al.19	307811-C19	Loc. Arad. Calea luliu Maniu Nr. 65-71 lud. Arad	Nr niveluri 1, S construita la sol 33 rup drum
Al.20	3O7B11-C2O	loc Arad. Calea luliu Mamu. Nr 65-71 lud. Arad	Nr, niveluri:!: S. construita la sol 65 mp. 5 construita desfasurata.85 mo; drum

B. Partea II. Proprietari și acte

Referințe

114469 / 01/09/2004_____________________

Lege nr. 834/1991

_R. Intabulate dfpt d- PROPRJETATEc titlul de atestare in uăza HG 534/1991 doLandit pjn Lege, cot _actuala, 1/1

’crci cersonpl proteste r ■ precede.' e L

efîy .ancpl fu


înscrieri privitoare la dreptul de proprietate și alte drepturi reale		Referințe
	1) 5.C. C.E.T. HIDROCARBURI S.A. ARAD
	OBSERVAȚII: (provenita din conversia CF 67661)
114871 / 22/11/2017
Act Administrativ nr. CF 307011, din 23/02/2016 emis de OCPI Arad;
B6	Intabulate. drept de PROPRIETATEcu titlul de atestare in baza HG 834/1991. in rangul inch.nr. 14469/01.09.2004, dobândit prin Lege, cota actuala 1/1	Al 2 Al 3 Al.4 Al 5 Al 6 Al 7, Al a Al 9. Al.10 Al 11 Al 12 Al 13. Al 14. Al 15, Al 16. Al.17. Al 10 Al.19 Al 20
	11 S.C. C.E.T. HIDROCARBURI S.A.. CIF:26176052
59781 /13/05/2022
Act Notarial nr. 528, din 13/05/2022 emis de OACHIR Xxxxxx Xxxxx;
810	Intabulate, drept de PROPRIETATEcu titlul de comparare, dobândit prin Convenție, cota actuala 1/1	^A1
	1) MUNICIPIUL ARAD. CIF:3519925, domeniu public

C. Partea III. SARCINI.

înscrieri privind dezmembrămlntele dreptului de proprietate, dreppflt de garanție șl sarcini /* V			\	Referințe
NU SUNT	/o/		—-ÎsLJ

Anexa Nr. 1 La Partea I

Teren

Nr cadastral	Suprafața (mp)‘	Observații / Referințe
307911	9.470	imobil parțial împrejmuit cu gard de beton

* Suprafața este determinata in planul de proiecție Stereo 70.

Date referitoare			a teren
N rt	Categorie folosință	Intra vilan	Suprafața (mp)	Tarla	Parcelă	Nr. topo	Observații / Referințe
1	curți construcții	DA	9.470	-	•	5334/3 j

Date referitoare la construcții
Crt	Număr	Destinație construcție	Supraf (mp)	Situație juridică	Observații / Referințe
Al 1	307B11-C1	construcții industriale si edilitare	16	Cu acte	S. construita la solid mp S construita desfasurata 16 mp: rezervor spalare
Al 2	307811-C2	construcții industriale si edilitare	279	Cu acte	S. construita la sol2/y mp S construita desfasurata 279 mp estacada conducte
Al 3	3O7011-C3	construcții ■ ndustriale si edilitare	263	Cu acte	5 construita la sol 2d3 mp 5 construita desfasurata 263 mp 2 conducte
Al 4	307B11-C4	construcții industriale si edilitare	32	Cu acte	6 construita la sol 32 mp, S construita desfasurata:32 mp. atelier dulgherie (ciadue in stadiu avansat de degiadare)
Al.5	307B11-C5	construcții industriale si edilitare	42	Cu acte	S construita la sol 42 mp 6 construita desfasurata 42 mp iime cale ferata uzmaia
i Al,6	307811-C6	construcții industriale si edilitare	256	Cu acte	5 construita la sol 236 mp b. constry»5 desfasurata 256 mp tm>e cale ferata

oue <wpr>e Jire cu creier persanul. ptacejăie ae oieved^rtie i^g r N 677/2 j

	Număr	Destinație construcție	Supraf. (mp)	Situație juridică	Observații / Referințe
		Destinație construcție	Supraf. (mp)	Situație juridică
Al.7	307811-C7	construcții industriale si edilitare	221	Cu acte	5 construita la sol-221 mp, S construita desfasurata;221 mp (inie cale ferata uzinala
Al 8	307811-C8	construct i industriale si edilitare	12	Cu acte	S construita la sol*12 mp; S. construita desfasurata-12 mp decantor
Al .9	307811-C9	constructi industriale si edilitare	4	Cu acte	5 construita la sol:4 mp- S construita desfasurata:4 mp, bazin
Al 10	307811-C10	construct i industriale si edilitare	13	Cu acte	5. construita la sol:13 mp; S. construita desfasurata:13 mp bazin
Al 11	307811-C11	construcții industriale si edilitare	5	Cu acte	S. construita la sol:4 mp; S. construita desfasurata:5 mp. cabina poarta
Al 12	307811-C12	construcții industriale si edilitare	3	Cu acte	S construita la sol:3 mp; S. construita desfasurata:3 mp, WC
Al 13	307811-C13	construcții industriale si edilitare	143	Cu acte	5 construita la sol 143 mp; S. construita desfasurata: 14 3 mp clădire CAF
Al.14	307811-C14	construcții industriale si edilitare	661	Cu acte	6. construita la sol 561 mp: 5. construita desfasurata:661 mp, clădire CAF
Al 15	307811-C15	construcții industriale si edilitare	1.072	Cu acte	S. construita la sol 1072 mp; 5. construita desfasurata: 1072 mp: turn răcire
Al.15	307811-C16	construcții industriale si edilitare	258	Cu acte	S. construita la sol 258 mp; S. construita desfasurata;258 mp depozit chimicale
Al 17	307811-C17	construcții industriale si edilitare	55	Cu acte	S. construita la sol:55 mp; 5. construita desfasurata:55 mp, PL descărcare HCL
Al 18	307811-C1B	construcții industriale si edilitare	60	Cu acte	S. construita la sol:60 mp; S. construita desfasurata:60 mp, magazie sare
Al 19	307811-C19	construcții industriale si edilitare	33	Cu acte	5 construita la sol33 mp; drum
Al 20	307811C20	construct i industriale s d 1 tar	85	te	S. construita la sol:85 mp: S. construita desfasurata 85 mp drum

Lungime Segmente

1) Valorile lungimilor segmentelor sunt obținute din proiecție în plan.

Punct Punct Lungime început sfârșit segment 1 2 4.052 4 5 1 184 7 8 9 8 10 11 4 13 14 1 1 19 3 03 2 31 3 9 34 5 2 3	Punct început	Punct sfârșit	Lungime segment	Punct începu	Punct sfârșit	Lungime segment
	2	3	1 239	3	4	0.963
	5	6	15 299	6,	7	24.794
	8	9	16 462	9	10	25.122
	11	12	13 319	12	13	22.217
	14	15	4 00 i	15	16	4.7421
		1	2.978	18	19	14 833'
			7.915	21	22	23 363
			0.453	24	25	8.118
			2.832	27	28	3 19
			10.51	30	31	5.892
	32	33	4 103	33	34	2.239
		6	0.3L7	36	37	2 816
			7.542	39	40	13.412
	411 42		19.296		43	6 052,
					X	87.704

Punct început	Punct sfârșit	Lungime segment
46	47	60.705
49	50	1.478
52	53	2.478
55	56	1.483
58	59	1.003
61	62	8.0
64	65	25.239
67	68	22.087
70	1	4.149

Punct	Punct	Lungime
început	sfârșit	segment
47	48	1.553
50	51	1.623
53	54	12.532
56	57	3.534
59	60	2.542
62	63	3.402
65	66	24.877
68	69	1.87

Punct început	Punct sfârșit	Lungime segment
48	49	2.278
51	52	12.607
54	55	2.191
57	58	1.557
60	61	4.689
63	64	22.255
66	67	29.82
69	70	4.441

** Lungimile segmentelor sunt determinate In planul de proiecție Stereo 70 $1 sunt rotunjite la 1 milimetru.

**■ Distanța dintre puncte este formată din segmente cumulate ce sunt mal mici decât valoarea 1 milimetru.

Extrasul de carte funciară generat prin sistemul informatic integrat al ANCPI conține informațiile din cartea funciară active la data generării. Acesta este valabil în condițiile prevăzute de art. 7 din Legea nr. 455/2001. coroborat cu art. 3 din O.U.G. nr. 41/2016, exclusiv în mediul electronic, pentru activități și procese administrative prevăzute de legislația în vigoare. Valabilitatea poate fi extinsă și în forma fizică a documentului, fără semnătură olografă, cu acceptul expres sau procedural al instituției publice ori entității care a solicitat prezentarea acestui extras.

Verificarea corectitudinii și realității informațiilor conținute de document se poate face la adresa www.ancpi.ro/veriflcare, folosind codul de verificare online disponibil 30 de zile calendaristice de la momentul generării documentului.

Data șl ora generării, 23/08/2022. 10:02

Oficiul de Cadastru și Publicitate Imobiliară ARAD

Biroul de Cadastru și Publicitate imobiliară Arad

*ANCPI EXTRAS DE CARTE FUNCIARĂ

H'": ?X‘-V PENTRU INFORMARE

Carte Funciară Nr 359603 Arad

A. Partea I. Descrierea imobilului

TEREN Intravilan

Adresa: Loc. Arad, Str lulu Maniu, Nr. 65-71, Jud. Arad

Nr. Crt	Nr. cadastral Nr. topografic	Suprafața* (mp)	Observații / Referințe
Al	359603	1 700	PARȚIAL ÎMPREJMUIT

Construcții

Crt	Nr cadastral Nr. topografic	Adresa	Observații / Referințe
Al 1	359603-C1	Loc. Arad Str luiiu Maniu Nr 65 71 lud. Arad	Nr. niveluri 1; S construita la sol 107 mp Depozit.regim inaltime P, an ed ficare 1982
A1.2	3596O3-C2	Loc. Arad Str luliu Maniu Nr 65 71, Jud Arad	Nr. niveluri 1, 5 construita la sol 20 mp S. construita desfasurata 20 mp Clădire atelier forja .edificata in anul 1938

B. Partea II. Proprietari și acte

înscrieri privitoare la dreptul de proprietate șl alte drepturi reale Referințe

163334 / 03/11/2021____________________________________________________________________

Act Notarial nr. 2180, din 03/11/2021 emis de Xxxxxx Xxxxx;

i Se infiinteaza cartea funciara 359603 â imobilului ctT "numărul ’ .....Al i

61 cadastral 359603 / UAT Arad, rezultat din dezmembrarea imobilului cu

I numărul cadastral 307/12 înscris in cartea funciara 307712;

"Certificat Atestare’ nr. a ’dreptulu de proprietate asupra terenurilor sena AR nr. 0065 em s de Mn sterul Agncultun s Alimentate n baza HG 830/1991; Intabulare drept de PROpRIETATEatestare, dobândit prin Lege, cota Al 1 Al 2 8 5

actuala 1/1_ _ _ ___

1) S.C. C.E.T. HIDROCARBURI SA ARAD___ OBSERVAȚI! poziție transe?sa din CF'307/J2/Ărad înscrisa prin incheietea nr 97S2 din C8 66 200-i (provenita din conversia CF 64148 |59779/13/05/2022

Act Notarial nr 528 d n 13/05/2022 emis de Xxxxxxx Xxxxxx Xxxxx.

Intabulare drept de PROPRIETATEc.; titlul"de comparare, dobândit pr n Al

Conve tie_. cota actuala 1 1 _______

1) MUNICIPIUL ARAD CIF 351992~5, XxxXxxx PUBLIC

_______________C. Partea Iii. SARCINI._______________________________________

înscrieri privind dezmembrămintele dreptului de proprietate, drepturi reale „ 7 7'

de garanție și sarcini Rerennțe

NU SUNT

Carte Funciară Nr. 359503 Comuna/Oraș/Municipiu: Arad

Anexa Nr. 1 La Partea I ~ ...... ^—"

Teren

Nr cadastral	Suprafața (mp)*	Observații / Referințe
359603	1.700	PARȚIAL ÎMPREJMUIT

* Suprafața este determinată in planul de proiecție Stereo 70.

Dai	te referitoare		a teren
Nr cm	Categone folosință	Intra v Un	Suprafața (mp)	Tarla	Parcelă	Nr topo	Observații / Referințe
1	curți construcbi	OA	1.700	-	•		LOT 2

Punct început	Punct sfârșit	Lungime segment 1- <m)
2	3	3 955
3	4	0 742
4	5	2 97
5	6	0.742
6	7	3.989
7	8	0 725
8	9	12.755
9	10	12 536
10	11	9.293
11	12	53.374
12	13	4.456
13	14	6.843
14	15	14.779
15	16	16.193
16	17	34.397
17	18	7.816
10	19	8.221
19	20	12.405
20	1	10.468

” Lungimile segmentelor sunt determinate In planul de proiecție Stereo 70 șl sunt rotunjite la 1 milimetru.

*** Distanța dintre puncte este formată din segmente cumulate ce sunt mal mici decât valoarea 1 milimetru.

Extrasul de carte funciară generat prin sistemul informatic integrat al ANCPi conține informațiile din cartea funciară active la data generării. Acesta este valabil în condițiile prevăzute de art. 7 din Legea nr. 455/2001, coroborat cu art. 3 din O.U.G. nr. 41/2016, exclusiv în mediul electronic, pentru activități și procese administrative prevăzute de legislația în vigoare. Valabilitatea poate fi extinsă și în forma fizică a documentului, fără semnătură olografă, cu acceptul expres sau procedural al instituției publice ori entității care a solicitat prezentarea acestui extras.

Verificarea corectitudinii și realității informațiilor conținute de document se poate face la adresa www.ancpl.ro/verificare, folosind codul de verificare online disponibil in antet. Codul de verificare este valabil 30 de zile calendaristice de la momentul generării documentului.

Data șl ora generării, 23/08/2022 10 03

Date referitoare la construcții
Crt	Număr	Destinație construcție	Supraf. (mp)	Situație juridică	Observați» / Referințe
Al.l	3596O3-C1	construcții industriale si edilitare	107	Cu acte	S. construita la sol 107 mp, Oepocit.regim maltime P. an edificare 1982
Al 2	3596O3-C2	construcții industriale si edilitare	20	Cu acte	S. construita 'a soi 20 mp S construita desfasurata 20 mp Clădire atei er forja , edifica>țr^7Tr7dnw<l 936 1. ■--------------

Lungime Segmente

1) Valorile lungimilor segmentelor sunt obținute din proiecție in pla

Punct început	Punct sfârșit	Lungime segment i~ (m)
1	2	18 575 j

<4®®PROARCOR

CONSULTING

ANEXA DEVIZE

Investiție: Sursă de producere a energiei în cogenerare de înaltă eficiență pentru SACET Arad

Scenariu: Soluția SI comparativă

Devizul General al Investiției

Bază legală: HG 907/2016

Revizie/Dată: R00 / 22.08.2022

Curs referință EUR: 4,95 lei

Nr. Crt.	Denumirea capitolelor și subcapitolelor de cheltuieli	Cotă	Valoare (fără TVA)	Valoare TVA	Valoare (cu TVA)
Nr. Crt.	Denumirea capitolelor și subcapitolelor de cheltuieli	Cotă	lei	lei	lei
1	2	2a	3	4	5
CAPIT.l	Cheltuieli pentru Obținerea și Amenajarea terenului
1.1	Obținerea terenului		0,00	0,00	0,00
1.2	Amenajarea terenului		24.974.136,00	4.745.085,84	29.719.221,84
1.3	Amenajări pentru protecția mediului și aducerea terenului la starea inițială		102.465,00	19.468,35	121.933,35
1.4	Cheltuieli pentru relocarea/protecția utilităților		409.860,00	77.873,40	487.733,40
	Total capitol 1		25.486.461,00	4.842.427,59	30.328.888,59
CAPIT.2	Cheltuieli pentru Asigurarea utilităților necesare obiectivului de investiții
2.1	Asigurarea utilităților necesare obiectivului de investiții		0,00	0,00	0,00
	Total capitol 2		0,00	0,00	0,00
CAEIT.3	Cheltuieli pentru Proiectare și Asistență tehnică
3.1	Studii		212.850,00	40.441,50	253.291,50
3.1.1	Studii de teren		123.750,00	23.512,50	147.262,50
3.1.1 1	Studiu topografic		59.400.00	11.286.00	70.686,00
3.1 1.2	Studiu geotehnic /^.		_k 59.400,00	11.286.00	70.686,00
3.1.1.3	Studiu hidrologic __________ ___		4.950,00	940.50	5.890,50

3.1.2	Raport privind impactul asupra mediului	89.100,00	16.929,00	106,029,00
3.1.3	Alte studii specifice	0,00	0.00	0.00
3.2	Documentații-suport și cheltuieli pentru obținerea de avize, acorduri și autorizații, asigurate de investitor/achizitor în faza de studii (3.5.2, 3.5.3)	29.000,00	5.510,00	34.510,00
3.3	Expcrtizare tehnică	118.800,00	22.572,00	141.372,00
3.4	Certificarea performanței energetice și auditul energetic al clădirilor	0,00	0,00	0,00
3.5	Proiectare	4.857.250,00	922.877,50	5.780.127,50
3.5.1	Temă de proiectare (TP)	0,00	0.00	0,00
3.5.2	Studiu de prefezabilitate (SPF)	0,00	0.00	0.00
3.5.3	Studiu de fezabilitate (SF) / Documentație de avizare lucrări de intervenție (DALI) + Deviz general (DG)	130.000,00	24.700,00	154.700,00
3.5.4	Documentațiile tehnice necesare în vederea Obținerii avizelor, acordurilor și autorizațiilor (DTA), asigurate de contractor prin proiectant general în faza de proiectare a implementării	356.400,00	67.716.00	424.116,00
3.5.5	Verificarea tehnică de calitate a Proiectului tehnic și a Detaliilor de execuție (VP PTE)	39.600,00	7.524.00	47.124,00
3.5.6	Proiect tehnic și Detalii de execuție (PTE, sau PT+DE)	4.331.250.00	822.937.50	5.154.187,50
3.6	Organizarea procedurilor de achiziție	119.000,00	22.610,00	141.610,00
3.7	Consultanță	318.595,00	60.533,05	379.128,05
3.7.1 L	Servicii de consultanță la elaborarea cererii de finantare^T 4.* a tuturor studiilor necesare ■ ■ * ---------—	X130.000.00 ■ț- \	24.700.00	154.700,00

3.7.2	Managementul de proiect pentru obiectivul de investiții, asigurat de investitor/achizitor	173.250,00	32.917,50	206.167.50
3.7.3	Auditul financiar	15.345,00	2.915,55	18.260,55
3.8	Asistență tehnică	1.266.050,00	240.549,50	1.506.599,50
3.8.1	Asistență tehnică din partea proiectantului	267.300,00	50.787.00	318.087,00
3.8. LI	Asistenta tehnică din partea proiectantului, pe perioada de execuție a lucrărilor	207.900,00	39.501,00	247.401,00
3.8.1.2	Asistentă tehnică din partea proiectantului, pentru participarea proiectantului la fazele incluse în programul de control al lucrărilor de execuție, avizat de către Inspectoratul de Stat în Construcții	59.400,00	11.286,00	70.686,00
3.8.2	Dirigenție de șantier	998.750,00	189.762,50	1.188.512.50
	Total capitol 3	6.921.545,00	1.315.093,55	8.236.638,55
CAPIT.4	Cheltuieli pentru investiția de
	baza
4.1	Construcții și instalații	48.403.700,73	9.196.703,14	57.600.403,87
4.1.01	Obiect 1 - MT : Instalație de cogenerare de înaltă eficiență cu motoare termice pe gaz natural	8.381.978,55	1.592.575.92	9.974.554,47
4.1.02	Obiect 2 - CB : Centrală pe biomasă cu instalație de cogenerare	9.864.647,10	1.874.282.95	11.738.930,05
4.1.03	Obiect 3 - CA : Cazane de apă caldă	5.424.210,00	1.030.599,90	6.454.809,90
4.1.04	Obiect 4 - AC : Acumulator de căldură	3.036.379,50	576.912,11	3.613.291,61
4.1.05	Obiect 5 - SP : Stație de pompare	4.310.361,00	818.968.59	5.129.329,59
^1,06	Obiect 6 - DT : Degazor termic	0.00	0.00	0.00
,r h	Obiect 7 - SE : Stație electrică și sistem de conducere	8.197.883,10	1.557.597.79	9.755.480,89

4.1.08	Obiect 8 - SG : Lucrări generale, demolări, rețele și racorduri în incintă	9.188.241,48	1.745.765.88	10.934.007,36
4.2	Montaj utilaje, echipamente tehnologice și funcționale	98.141.423,49	18.646.870,46	116.788.293,95
4.2.01	Obiect 1 - MT : Instalație de cogenerare de înaltă eficiență cu motoare termice pe gaz natural	13.919.118,84	2.644.632,58	16.563.751,42
4.2.02	Obiect 2 - CB : Centrală pe biomasă cu instalație de cogenerare	13.400.372,70	2.546.070.81	15.946.443,51
4.2.03	Obiect 3 - CA : Cazane de apă caldă	7.065.135,00	1.342.375.65	8.407.510,65
4.2.04	Obiect 4 - AC : Acumulator de căldură	6.571.422.00	1.248.570.18	7.819.992,18
4.2.05	Obiect 5 - SP : Stație de pompare	8.168.509,80	1.552.016,86	9.720.526.66
4.2.06	Obiect 6 - DT : Degazor termic	464.508,00	88.256,52	552.764,52
4.2.07	Obiect 7 - SE : Stație electrică și sistem de conducere	23.602.539,51	4.484.482,51	28.087.022,02
4.2.08	Obiect 8 - SG : Lucrări generale, demolări, rețele și racorduri în incintă	24.949.817,64	4.740.465,35	29.690.282,99
4.3	Utilaje, echipamente tehnologice și funcționale care necesită montaj	############	64.111.925,00	401.543.109,20
4.3.01	Obiect 1 - MT : Instalație de cogenerare de înaltă eficiență cu motoare termice pe gaz natural	############	32,742.911.60	205.074,025,28
4.3.02	Obiect 2 - CB : Centrală pe biomasă cu instalație de cogenerare	64.441.946,25	12.243.969,79	76.685.916,04
4.3.03	Obiect 3 - CA : Cazane de apă caldă	41.514.165,00	7.887.691,35	49.401.856,35
4.3.04	Obiect 4 - AC : Acumulator de căldură	16.212.012,30	3.080.282,34	19.292.294,64
/ <5/43.05 - J	Obiett 5 - SP : Stație de ponț^âre	12.260.278,80	2.329.452,97	14.589.731,77
₍ / /*!

4.3.06	Obiect 6 - DT : Degazor termic		752.776,20	143.027,48	895.803,68
4.3.07	Obiect 7 - SE : Stație electrică și sistem de conducere		29.415.447,27	5.588.934,98	35.004.382,25
4.3.08	Obiect 8 - SG : Lucrări generale, demolări, rețele și racorduri în incintă		503.444,70	95.654,49	599.099,19
4.4	Utilaje, echipamente tehnologice și funcționale care nu necesită montaj și echipamente de transport		1.523.996,10	289.559,26	1.813.555,36
4.4.02	Obiect 2 - CB : Centrală pe biomasă cu instalație de cogenerare		1.523.996,10	289.559.26	1.813.555,36
4.5	Dotări		0,00	0,00	0,00
4.6	Active necorporale		0,00	0,00	0,00
	Total capitol 4		485.500.304,52	92.245.057,86	577.745.36238
CAPIT.5	Alte cheltuieli
5.1	Organizare de șantier		2.366.941,50	449.718,89	2.816.660,39
5.1.1	Lucrări de construcții și instalații aferente organizării de șantier		136.620.00	25.957,80	162.577,80
5.1.2
5.1.2	LiiciLUicii conexe organizării șantierului		2.230.321,50	423.761.09	2.654.082,59
5.2	Comisioane, cote, taxe, costul creditului		1.023.830,93	0,00	1.023.830,93
5.2.1	Comisioanele și dobânzile aferente creditului băncii finanțatoare		0.00	0.00	0.00
5.2.2	Cota aferentă ISC pentru controlul calității lucrărilor de construcții și instalații (procent din valoarea cheltuielilor 4.1 și 5.1.1)	0,50%	242.701,60	0.00	242.701,60

5.2.3	Cota aferentă ISC pentru controlul statului în amenajarea teritoriului, urbanism și pentru autorizarea lucrărilor de construcții și instalații (procent din valoarea cheltuielilor 4.1)	0,10%	48.403,70	0.00	48.403,70
5.2.4	Cota aferentă Casei Sociale a Constructorilor, din valoarea lucrărilor de construcții, instalații și montaj (procent din valoarea cheltuielilor 4.1 și 4.2)	0,50%	732.725,62	0.00	732.725,62
5.2.5	Taxe pentru avize conforme, acorduri și autorizații de construire și/sau desființare		0.00	0.00	0.00
5.3	Cheltuieli diverse și neprevăzute(procent din valoarea cheltuielilor 1.2,1.3, 1.4, 2.1,3.1,3.3,3.5.4,3.5.5, 3.5.6,3.8.1, 4, 5.1,6)		25.172.599,18	4.782.793,84	29.955.393,02
5.4	Cheltuieli pentru informare și publicitate		35.000,00	6.650,00	41.650,00
	Total capitol 5		28.598.371,60	5.239.162,73	33.837.534,33
CAPIT.6	Cheltuieli pentru instruire, probe tehnologice și teste
6.1	Pregătirea personalului de exploatare		166.468,50	31.629,02	198.097,52
6.2	Probe tehnologice și teste		1.147.608,00	218.045,52	1.365.653,52
	Total capitol 6		1.314.076,50	249.674,54	1.563.751,04
	TOTAL DEVIZ GENERAL		547.820.758,62	103.891.416^6	651.712.174,88
1.2+1.3 + 1.4+ 2.1 + 4.1 + 4.2 + 5.1.1	din care: TOTAL LUCRĂRI "C+M”		172.168.205,22	32.711.958,99	204.880.164.21

Investiție:

Scenariu:

Sursă de producere a energiei în cogenerare de înaltă eficiență pentru SACET Arad

S2 Soluția propusă

Devizul General al Investiției

Baza legală: Revizîe/Dată: Curs referință EUR:

HG 907/2016

R00/22.08.2022

4,95 Ici

Nr. Crt.	Denumirea capitolelor și subcapitolelor de cheltuieli	Cotă	Valoare (fără TVA)	Valoare TVA	Valoare (cu TVA)
Nr. Crt.	Denumirea capitolelor și subcapitolelor de cheltuieli	Cotă	lei	lei	lei
1	2	2a	3	4	5
CAPIT 1	Cheltuieli pentru Obținerea și Amenajarea terenului
1.1	Obținerea terenului		0,00	0,00	0,00
1.2	Amenajarea terenului		24.974.136,00	4.745.085,84	29.719.221,84
1.3	Amenajări pentru protecția mediului și aducerea terenului la starea inițială		102.465,00	19.468,35	121.933,35
1.4	Cheltuieli pentru relocarea/protecția utilităților		409.860,00	77.873,40	487.733,40
	Total capitol 1		25.486.461,00	4.842.427,59	30.328.888,59
CAPIT 2	TTieltuieli pentru Asigurarea utiHtățiTor necesare obiectivului de investiții
2.1	Asigurarea utilităților necesare obiectivului de investiții		0,00	0,00	0,00
	Total capitol 2		0,00	0,00	0,00
CAPIT 3	Cheltuieli pentru Proiectare și Asistență tehnică
3.1	Studii		212.850,00	40.441,50	253.291,50
3.1.1	Studii de teren		123.750.00	23.512.50	147.262.50
3.1.I.I	Studiu topografic		59.400,00	11.286,00	70.686,00
3.1.1 2	Studiu geotehnic		59.400,00	11,286,00	70.686,00
3.1 1 3	Studiu hidrologic		4.950,00	940,50	5890,50
3.1.2	Raport privind impactul asupra mediului		89.100,00	16.929,00	106.029,00
3.1.3	Alte studii specifice		0,00	0.00	0,00
3.2	Documentații-suport și cheltuieli pentru obținerea de avize, acorduri și autorizații, asigurate de	V A >, _	29.000,00	5.510,00	34.510,00

	investitor/achizitor în faza de studii (3.5.2,3.5.3)
3.3	Expertizare tehnică	118.800,011	22.572,00	141.372,00
3.4	Certificarea performanței energetice și auditul energetic al clădirilor	0,00	0,00	0,00
3.5	Proiectare	4.857.250,00	922.877,50	5.780.127,50
3.5.1	Temă de proiectare (TP)	0,00	0,00	0,00
3.5.2	Studiu de prefezabilitate (SPF)	0,00	0,00	0,00
3.5.3	Studiu de fezabilitate (SF) / Documentație de avizare lucrări de intervenție (DALI) + Deviz general (DG)	130.000,00	24.700,00	154.700.00
3.5.4	Documentațiile tehnice necesare în vederea Obținerii avizelor, acordurilor și autorizațiilor (DTA), asigurate de contractor prin proiectant general în faza de proiectare a implementării	356.400,00	67.716,00	424.116.00
3.5.5	Verificarea tehnică de calitate a Proiectului tehnic și a Detaliilor de execuție (VP PTE)	39,600,00	7.524,00	47.124,00
3.5.6	Proiect tehnic și Detalii de execuție (PTE, sau PT+DE)	4.331.250,00	822.937,50	5.154.187,50
3.6	Organizarea procedurilor de achiziție	119.000,00	22.610,00	141.610,00
3.7	Consultanță	318.595,00	60.533,05	379.128,05
3.7.1	Servicii de consultanță la elaborarea cererii de finanțare și a tuturor studiilor necesare	130,000,00	24.700.00	154.700,00
3.7.2	Managementul de proiect pentru obiectivul de investiții, asigurat de investitor/achizitor	173.250,00	32.917.50	206 167.50
3.7.3	Auditul financiar	15.345,00	2.915,55	18.260.55
3.8	Asistență tehnică	1.266.050,00	240.549,50	1.506.599,50
3.8.1	Asistență tehnică din partea proiectantului	267.300,00	50.787,00	318.087,00
3.8.1.1	Asistentă tehnică din partea proiectantului, pe perioada de execuție a lucrărilor	207.900,00	39.501,00	247.401,00
3.8.1.2	Asistentă tehnică din partea proiectantului, pentru participarea proiectantului la fazele incluse în programul de control al lucrărilor de execuție, avizat de către Inspectoratul de Stat în Construcții	59.400,00	11.286,00	70.686,00
3.8.2	Dirigenție de șantier	998.750,00	189.762,50	1.188.512,50
	Total capitol 3	6.921.545,00	1.315.093,55	8.236.638,55
CAPIT 4	Cheltuieli pentru investiția de bază

4.1	Construcții și instalații	46.061.145,911	8.751.617,72	54.812.763,62
4.1.01	Obiect 1 - MT : Instalație de cogenerare de înaltă eficiență cu motoare termice pe gaz natural	7.619.980,50	1.447.796,30	9.067.776,80
4.1.02	Obiect 2 - CB : Centrală pe biomasă cu instalație de cogenerare	9.864.647.10	1.874.282.95	11.738.930,05
4.1.03	Obiect 3 - CA : Cazane de apă caldă	5.424.210,00	1.030.599,90	6.454.809,90
4.1.04	Obiect 4 - AC : Acumulator de căldură	3.036.379.50	576.912,11	3.613.291,61
4.1.05	Obiect 5 - SP : Stație de pompare	4.310.361,00	818.968,59	5.129.329,59
4.1.06	Obiect 6 - DT : Dcgazor termic	0,00	0,00	0,00
4.1.07	Obiect 7 - SE : Stație electrică și sistem de conducere	7.452.621,00	1.415.997,99	8.868.618,99
4.1.08	Obiect 8 - SG : Lucrări generale, demolări, rețele și racorduri în incintă	8.352.946,80	1.587.059,89	9.940.006,69
4.2	Montaj utilaje, echipamente tehnologice și funcționale	92.462.198,40	17.567.817,70	110.030.016,10
4.2.01	Obiect 1 - MT : Instalație de cogenerare de înaltă eficiență cu motoare termice pe gaz natural	12.653.744.40	2.404.211.44	15.057.955,84
4.2.02	Obiect 2 - CB : Centrală pe biomasă cu instalație de cogenerare	13,400.372,70	2.546,070,81	15.946.443.51
4.2.03	Obiect 3 - CA : Cazane de apă caldă	7.065.135,00	1.342375,65	8.407.510.65
4.2.04	Obiect 4 - AC : Acumulator de căldură	6.571.422,00	1.248.570.18	7.819.992,18
4.2.05	Obiect 5 - SP : Stație de pompare	8.168.509,80	1.552.016,86	9.720.526,66
4.2.06	Obiect 6 - DT : Degazor termic	464.508.00	88.256,52	552.764.52
4.2.07	Obiect 7 - SE : Stație electrică și sistem de conducere	21.456.854,10	4.076.802,28	25.533.656,38
4.2.08	Obiect 8 - SG : Lucrări generale, demolări, rețele și racorduri în incintă	22.681.652,40	4.309.513,96	26.991.166,36
4.3	Utilaje, echipamente tehnologice și funcționale care necesită montaj	319.044.820,05	60.618.515,81	379.663.335,86
4.3.01	Obiect 1 - MT : Instalație de cogenerare de înaltă eficiență cu motoare termice pe gaz natural	156 664.648,80	29.766.283,27	186.430.932,07
4.3.02	Obiect 2 - CB : Centrală pe biomasă cu instalație de cogenerare	64.441.946.25	12.243.969,79	76.685.916,04
4.3.03	Obiect 3 - CA : Cazane de apă caldă	41.514.165,00	7.887.691,35	49.401.856.35
4.3.04	Obiect 4 - AC : Acumulator de căzură	16.212.0)2,30	3.080.282,34	19.292.294,64
4.3.05	Obiect 5 - SP : Stație de pompare	12.260.278,80	2.329.452,97	14.589.731,77
4.3.06	Obiect 6 - DT : Degazor termic	752.776.20	143.027.48	895.803,68

4.3.07	Obiect 7 - SE : Stație electrică și sistem de conducere		26.741.315,70	5.080.849,98	31.822.165,68
4.3.08	Obiect 8 - SG : Lucrări generale, demolări, rețele și racorduri în incintă		457.677,00	86.958,63	544.635,63
4.4	Utilaje, echipamente tehnologice și funcționale care nu necesită montaj și echipamente de transport		1.523.996,10	289.559,26	1.81X55536
4.4.02	Obiect 2 - CB : Centrală pe biomasă cu instalație de cogenerare		1.523.996,10	289.559,26	1.813.555,36
4.5	Dotări		0,00	0,00	0,00
4.6	Active necorporale		0,00	0,00	0,00
	Total capitol 4		459.092.160,45	87.227.510,49	546.319.670,94
CAPIT 5	Alte cheltuieli
5.1	Organizare de șantier		2.366.941,50	449.718,89	2.816.66039
5.1.1	Lucrări de construcții și instalații aferente organizării de șantier		136.620,00	25.957.80	162 577,80
5.1.2	Cheltuieli conexe organizării șantierului		2.230.321,50	423.761.09	2,654.082,59
5.2	Comisioane, cote, taxe, costul creditului		969.666,70	0,00	969.666,70
5.2.1	Comisioanele și dobânzile aferente creditului băncii finanțatoare		0,00	0,00	0.00
5.2.2	Cota aferentă ISC pentru controlul calității lucrărilor de construcții și instalații (procent din valoarea cheltuielilor 4.1 și 5.1.1)	0,50%	230.988,83	0.00	230.988.83
5.2.3	Cota aferentă ISC pentru controlul statului în amenajarea teritoriului, urbanism și pentru autorizarea lucrărilor de construcții și instalații (procent din valoarea cheltuielilor 4.1)	0,10%	46.061,15	0,00	46.061,15
5.2.4	Cota aferentă Casei Sociale a Constructorilor, din valoarea lucrărilor de construcții, instalații și montaj (procent din valoarea cheltuielilor 4.1 și 4.2)	0,50%	692.616,72	0,00	692.616,72
5.2.5	Taxe pentru avize conforme, acorduri și autorizații de construire și/sau desființare		0,00	0.00	0.00
5.3	Cheltuieli diverse și neprevăzute (procent din valoarea cheltuielilor 1.2, 1.3,1.4, 2.1,3.1, 3.3, 3.5.4,3«5.5,3.5.6, 3.8.1,4,5.1,6)	4,83%	23.852.180,18	4.531.914,23	28.384.094,41
5.4	Cheltuieli pentru infor/nâre și publicitate		35.000,00	6.650,00	41.650,00
	Total capitol 5		27.223.788,38	4,988.283,12	32.212.071,50

CAPIT 6	Cheltuieli pentru instruire, probe tehnologice și teste
6.1	Pregătirea personalului de exploatare	166.232,79	31.584,23	197.817,01
6.2	Probe tehnologice și teste	1.147.608,00	218.045,52	1.365.653,52
	Total capitol 6	1.313.840,79	249.629,75	1.563.470,53
	TOTAL DEVIZ GENERAL	520.037.795,62	98.622.944,49	618.660.740,11
1.2 + 1.3 + 1.4 + 2.1 + 4.1 + 4.2 + 5.1.1	din care: TOTAL LUCRĂRI "C+M"	164.146.425,30	31.187.820,81	195.334.246,11

DEVIZE PE OBIECT SOLUȚIA S2 PROPUSĂ

Obiect 1 : Instalație de cogenerare pe gaz natural cu motoare cu ardere internă (MT)

SO PROARCOR

CONSULTING

Nr. Cit.	Denumirea capitolelor ți subcapitolelor de cheltuieli		Valoare (fără TVA)	Valoare (TVA)	Valoare (CU TVA)
Nr. Cit.	Denumirea capitolelor ți subcapitolelor de cheltuieli		lei	lei	lei
1	2		3	4	5
Cap. 1 - Amenajarea terenului			0,00	0,00	0,00
1.2	Amenajarea terenului		0,00	0,00	0,00
1.3	Amenajări pentru protecția mediului și aducerea terenului la starea inițială		0,00	0,00	0,00
1.4	Cheltuieli pentru relocarea/protectia utilită(ilor		0,00	0,00	0,00
( ap. x - Asigurarea utilităților necesare obiectivul			0,00	0,00	0,00
2.1	Asigurarea utilităților necesare obiectivului de investitii		0,00	0,00	0,00
Cap. 4 - Investiga de bază
4.1	Construcțiii și instalații 7.619.980,50			1.447.796,30	9.067.776,80
4.1.1	Terasamenle, sistematizare pe verticală ți amenajări exterioare		0,00	0,00	0,00
4.1.2	Rezistență		5.860.998,00	1.113.589,62	6.974.587,62
4.1.3	Arhitectură		0,00	0,00	0,00
4.1.4	Instalații		1.758.982,50	334.206,68	2 093.189,18
TOTAL I - subcap. 4.1			7.619.980,50	1.447.796,30	9.067.776,80
4.2	Montaj utilaje, echipamente tehnologice și funcționale		12.653.744,40	2.404.211,44	15.057.955,84
TOTAL II-subcap. 4.2			12.653.744,40	2.404.211,44	15.057.955,84
4.3	Utilaje, echipamente tehnologice și funcționale care necesită montaj		156.664.648,80	29.766.283,27	186.430.932,07
4.4	Utilaje, echipamente tehnologice ți funcționale care nu necesită montaj și echipamente de transport		0,00	0,00	0,00
4.5	Dotări		0,00	0,00	0,00
4.6	Active nccorporale		0,00	0,00	0,00
TOTAL III - subcap. 43+4.4+4.5+4.6			156.664.648,80	29.766.283,27	186,430.932,07
Total deviz pe obiect (Total I + Total 11 + Total III)			176.938373,70	33.618.291,00	210.556.664,70
Cap. 5 - Organizare de șantier			0,00	0,00	0,00
5.1.1	Lucrări de construcții ți instalații aferente organizării de șantier		0,00	0,00	0,00
5.1.2	Cheltuieli conexe organizării șantierului		0,00	0,00	0,00
■ ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ Cap. 6 - Instruire, teste ți prob? tehnologice			596346,30	113.305,80	709.652,10
6.1	Pregătirea personalului de expirare		118.176,30	22.453,50	140.629,80
6.2	Probe tehnologice și teste		478.170,00	90.852,30	569.022,30
TOTAL OBIECT		3	177.534.720,00	33.731.596,80	211.266316,80

•O PROARCOR

CONSULTING

Obiect 2 : Centrală termo-electrică pe biomasa (CB)

Nr. Crt.	Denumirea capitolelor și subcapitolelor de cheltuieli	Valoare (fără TVA)	Valoare (TVA)	Valoare (CU TVA)
Nr. Crt.	Denumirea capitolelor și subcapitolelor de cheltuieli	Ici	Ici	lei
1	2	3	4	5
Gap. 1 - Amenajarea terenului		0,00	0,00	0,00
1.2	Amenajarea terenului	0,00	0,00	0,00
1.3	Amenajări pentru protecția mediului și aducerea terenului la starea inițială	0,00	0,00	0,00
1.4	Cheltuieli pentru relocarea/protecția utilităților	0,00	0,00	0,00
Gap. 2 - Asigurarea utilităților necesare obiectivului de invi		0,00	0,00	0,00
2.1	Asigurarea utilităților necesare obiectivului de investiții	0,00	0,00	0,00
Gap. 4 - Investiția de bază
4.1	Construcții! și instalații	9.864.647,10	1.874.282,95	11.738.930,05
4.1 1	Terasamenle, sistematizare pe verticală și amenajări exterioare	0,00	0,00	0,00
4 1 2	Rezistență	9 212.286,60	1 750.334,45	10 962.621.05
4 1 3	Ariiitectură	0,00	0,00	0,00
4 14	Instalajii	652 360,50	123.948,50	776.309.00
TOTAL	-subcap. 4.1	9.864.647,10	1.874.282,95	11.738.930,05
4.2	Montaj utilaje, echipamente tehnologice și funcționale	13.400.372,70	2.546.070,81	15.946.443,51
TOTAL 1) - subcap. 4.2		13.400.372,70	2.546.070,81	15.946.443,51
4.3	Utilaje, echipamente tehnologice și funcționale care necesită montai	64.441.946,25	12.243.969,79	76.685.916,04
4.4	Utilaje, echipamente tehnologice și funcționale care nu necesită montaj și echipamente de transnort	1.523.996,10	289.559,26	1.813.555,36
4.5	Dotări	0,00	0,00	0,00
4.6	Active necorporale	0,00	0,00	0,00
TOTAL III - subcap. 4.3+4.4+4.54-4.6		65.965.942,35	12.533.529,05	78.499.471,40
Total deviz pe obiect (Total I + Total II + Total III)		89.230.962,15	16.953.882,81	106.184.844,96
Gap. 5 -	Organizare de șantier	0,00	0,00	0,00
5.1.1	Lucrări de construcții și instalații aferente organizării de șantier	0,00	0,00	0,00
5.1.2	Cheltuieli conexe organizării șantierului	0,00	0,00	0,00
Gap. 6 -	Instruire, teste și probe tehnologice	118.176,30	22.453,50	140.629,80
6.1	Pregătirea personalului de exploatare	14.345,10	2.725,57	17.070,67
6.2	Probe tehnologice și teste	103.831,20	19.727,93	123.559,13
TOTAL OBIECT		89.349.138,45	16.976.336,31	106.325.474,76

Obiect 3 : Cazane

Nr. Cri.	Denumirea capitolelor și subcapitolelor de cheltuieli	Valoare (fără TVA)	Valoare ( TVA)	Valoare (CU TVA)
Nr. Cri.	Denumirea capitolelor și subcapitolelor de cheltuieli	lei	lei	lei
1	2	3	4	5
Gap. 1 - Amenajarea terenului		68.310,00	12.978,90	81.288,90
1.2	/Amenajarea terenului	0,00	0,00	0,00
1.3	Amenajări pentru protecția mediului și aducerea terenului la starea inițială	0,00	0,00	0,00
1.4	Cheltuieli pentru relocarcn/protccția utilităților	68.310,00	12.978,90	81.288,90
Cap. 2 - Asigurarea utilităților necesare obiectivului de inves¹		0,00	0,00	0,00
2.1	Asigurarea utilităților necesare obiectivului de investitii	0,00	0,00	0,00
Gap. 4 - Investiția de bază
4.1	Constnicțiii și instalații	5.424.210,00	1.030.599,90	6.454.809,90
4.1 1	Terasamente, sistematizare pe verticală și amenajări exterioare	0,00	0,00	0,00
4.1.2	Rezistentă	4.710.915.00	895.073.85	5.605.988,85
4.1.3	Arhitectură	0.00	0.00	0.00
4.1 4	Instalații	713.295.00	135.526.05	848.821,05
TOTAL I	- subcap. 4.1	5.424.210.00	1.030.599,90	6.454.809,90
4.2	Montaj utilaje, echipamente tehnologice și funcționale	7.065.135,00	1.342.375,65	8.407.510,65
TOTAL 1	I - subcap. 4.2	7.065.135,00	1.342.375.65	8.407.510,65
4.3	Utilaje, echipamente tehnologice și funcționale care necesită montaj, din care	41.514.165,00	7.887.691,35	49.401.856,35
4.4	Utilaje, echipamente tehnologice și funcționale care nu necesită montaj și echipamente de transport	0,00	0,00	0,00
4.5	Dotări	0,00	0,00	0,00
4.6	Active nccorporalc	0,00	0,00	0.00
TOTAL III -subcap. 4.3+4.4+4.5+4.6		41.514.165,00	7.887.691,35	49.401.856,35
jTotal deviz pe obiect ([Potul I + Total 11 + Total III)		54.003.510,00	10.260.666,90	64.264.176,90
Cap. 5 - Organizare de șantier		0,00	0,00	0,00
5.1.1	Lucrări de construcții și instalații aferente organizării de șantier	0,00	0,00	0,00
5.1.2	Cheltuieli conexe organizării șantierului	0,00	0,00	0,00
Cap. 6 - Instruire, teste și probe tehnologice		108.405,00	20.596,95	129.001,95
6.1	Pregătirea personalului de exploatare	5.940,00	1.128,60	7.068,60
6.2	Probe tehnologice și ieste	102.465,00	19.468,35	121.933,35
TOTAL OBIECT		54.180.225,00	10.294.242,75	64.474.467,75

©©©PROARCOR

CONSULTING

Obiect 4 : Acumulator de căldură (AC)

Nr. Crt.	Denumirea capitolelor și subcapitolelor de cheltuieli	Valoare (fără TVA)	Valoare ( TVA)	Valoare (CU TVA)
Nr. Crt.	Denumirea capitolelor și subcapitolelor de cheltuieli	lei	lei	lei
1	2	3	4	5
Cap. 1 - Amenajarea terenului		0,00	0,00	0,00
1.2	Amenajarea terenului	0,00	0,00	0,00
1.3	Amenajări pentru protecția mediului și aducerea terenului la starea inițială	0,00	0,00	0,00
1.4	Cheltuieli pentru rclocarca/protecția utilităților	0,00	0,00	0,00
Gap. 2 - Asigurarea utilităților necesare obiectivului de iț		0,00	0,00	0,00
2.1	Asigurarea utilităților necesare obiectivului de investiții	0,00	0,00	0,00
Cap. 4 - Investiția de bază
4.1	Construcții! și instalații	3.036.379,50	576.912,11	3.613.291,61
4.1.1	amenajări exterioare	0,00	0,00	0,00
4.1.2	Rezistență	2.923.668,00	555.496,92	3.479.164,92
4.1.3	Arhitectură	0,00	0,00	0,00
4.1.4	Instalații	112.711,50	21.415,19	134.126,69
TOTAL I - subcap. 4.1		3.036.379,50	576.912,11	3.613.291,61
4.2	Montaj utilaje, echipamente tehnologice și funcționale	6.571.422,00	1.248.570,18	7.819.992,18
TOTAL 11 - subcap. 4.2		6.571.422,00	1.248.570,18	7.819.992,18
4.3	Utilaje, echipamente tehnologice și funcționale <	16.212.012,30	3.080.282,34	19.292.294,64
4.4	Utilaje, echipamente tehnologice și funcționale care nu necesită montaj și echipamente de transport	0,00	0,00	0,00
4.5	Dotări	0,00	0,00	0,00
4.6	Active necorporale	0,00	0,00	0,00
TOTAL III - subcap. 43+4.4+4.5+4.6		16.212.012,30	3.080.282,34	19.292.294,64
Total deviz pe obiect (Total I + Total 11+1 o tal III)		25.819.813,80	4.905.764,62	30.725.578,42
Cap. 5 - Organizare de șantier		0,00	0,00	0,00
5.1.1	Lucrări de construcții și instalații aferente organizării de șantier	0,00	0,00	0,00
5.1.2	Cheltuieli conexe organizării șantierului	0,00	0,00	0,00
Cap. 6 - Instruire, teste și probe tehnologice		101.098,80	151.208,77	120.307,57
6.1	Pregătirea personalului de exploatare	5.464,80	1.038,31	6.503,11
6.2	Probe tehnologice ji teste	95.634,00	18.170,46	113.804,46
TOTAL OBIECT		25.920.912,60	4.924.973,39	30.845.885,99

Obiect 5 : Stație de pompare agent termic (SP)

Nr. Crt.	Denumirea capitolelor și subcapitolelor de cheltuieli	Valoare (fără TVA)	Valoare (TVA)	Valoare (CU TVA)
	Denumirea capitolelor și subcapitolelor de cheltuieli	lei	lei	lei
1	2	3	4	5
Cap. 1 - Amenajarea terenului		0,00	0,00	0,00
1.2	Amenajarea terenului	0,00	0,00	0,00
1.3	Amenajări pentru proiecția mediului și aducerea terenului la starea inițială	0,00	0,00	0,00
1.4	Cheltuieli pentru relocarca/protecția utilităților	0,00	0,00	0,00
Cap. 2 - Asigurarea utilităților necesare obiectivului de investiții		0,00	0,00	0,00
2.1	Asigurarea utilităților necesare obiectivului de investiții	0,00	0,00	0,00
Cap. 4 - Investiția de bază
4.1	Construcții! și instalații	4310361,00	818.968,59	5.129329,59
4 1 1 4.1.2	Terasamente, sistematizare pe verticală și amenajări exterioare Rezistență	0,00 3 907.332,00	0,00 742393,08	0,00 4.649.725.08
4.1.3 4.1.4	Arhitectură Instalații	0,00 403 029,00	0,00 76.575,51	0,00 479.604,51
TOTAL I -	subcap. 4.1	4310361,00	818.968,59	5.129329,59
4.2	Montaj utilaje, echipamente tehnologice ți funcționale	8.168.509,80	1.552.016,86	9.720.526,66
TOTAL 11	- subcap. 4.2	8.168.509,80	1.552.016,86	9.720326,66
4.3	Utilaje, echipamente tehnologice ți funcționale care necesită montaj	12.260.278,80	2329.452,97	14.589.731,77
4.4	Utilaje, echipamente tehnologice și funcționale care nu necesită montaj ți echipamente de transport	0,00	0,00	0,00
4.5	Dotări	0,00	0,00	0,00
4.6	Active nccorporaic	0,00	0,00	0,00
TOTAL 111 - subcap. 43+4.4+4.5+4.6		12.260.278,80	2329.452,97	14389.731,77
Total deviz pe obiect (Total I + Total II + Total IU)		24.739.149,60	4.700.438,42	29.439388,02
Cap. 5 - Organizare de țantier		0,00	04»	0,00
5.1.1	Lucrări de construcții și inș/alații aferente organizării de șantier	0,00	0,00	0,00
5.1.2	Cheltuieli conexe organizării șantierului	0,00	0,00	0,00
■ ■ ! Cap. 6 - lustruire, teste și probe tehnologice.		78.556,50	14.925,74	93.482,24

^r ’

6.1	Pregătirea personalului de exploatare	3.415.50	648,95	4.064,45
6.2	Probe tehnologice ți teste	75.141,00	14.276,79	89.417,79
TOTAL OBIECT		24.817.706,10	4.715364,16	29.533.070,26

Obiect 6 : Degazor termic pentru termoficare (DT)

Nr. Crt.	Denumirea capitolelor și subcapitolelor de cheltuieli	Valoare (fără TVA)	Valoare (TVA)	Valoare (CU TVA)
Nr. Crt.	Denumirea capitolelor și subcapitolelor de cheltuieli	lei	lei	lei
1	2	3	4	5
C ap. x - Amenajarea terenului		0,00	0,00	0,00
1.2	Amenajarea terenului	0,00	0,00	0,00
1.3	Amenajări pentru protecția mediului și aducerea terenului la starea inițială	0,00	0,00	0,00
1.4	Cheltuieli pentru rclocarea/protecția utilităților	0,00	0,00	0,00
Cap. 2 - Asigurarea utilităților necesare obiectivului de investiții		0,00	0,00	0,00
2.1	Asigurarea utilităților necesare obiectivului de investiții	0,00	0,00	0,00
Gap. 4 - Investiția de bază
4.1	Construcții! și instalații	0,00	0.00	0,00
4.1.1	Terasamente, sistematizare pe verticală și amenajări exterioare	0,00	0,00	0,00
4.1.2	Rezistentă	0,00	0,00	0,00
4.1.3	Arhitectură	0,00	0,00	0,00
4.1.4	Instalații	0,00	0,00	0,00
TOTAL 1 - subcap. 4.1		0,00	0,00	0,00
4.2	Montaj utilaje, echipamente tehnologice și funcționale	464.508,00	88.256,52	552.764,52
TOTAL 11-subcap. 4.2		464.508,00	88.256,52	552.764,52
4.3	Utilaje, echipamente tehnologice și funcționale care necesită montaj	752.776,20	143.027,48	895.803,68
4.4	Utilaje, echipamente tehnologice și funcționale care nu necesită montaj ți echipamente de transport	0,00	0,00	0,00
4.5	Dotări	0,00	0,00	0,00
4.6	Active nccorporate /Oj	0,00	0,00	0,00

TOTAL III - subcap. 43+4.4+4.5+4.6	752.77630	143.027,48	895.803,68
Total deviz pe obiect (Total 1 + Total II + Total III)	1.217.284,20	231.284,00	1.448.56840
Cap. 5 - Organizare de șantier	0,00	0,00	0,00
5 । Lucrări de construcții și instalatii aferente organizării de șantier	0,00	0,00	0,00
5.1.2 Cheltuieli conexe organizării șantierului	0,00	0,00	0,00
Cap. 6 - Instruire, teste și probe tehnologice	21.859,20	4.153,25	26.012,45
6.1 Pregătirea personalului de exploatare	2.732,40	519,16	3.251,56
6.2 Probe tehnologice și teste	19.126,80	3.634,09	22.760,89
TOTAL OBIECT	1.239.143,40	235.437,25	1.474.580,65

Obiect 7 : Stație electrică și de control (SE)

	Nr. Crt.	Denumirea capitolelor și subcapitolelor de cheltuieli	Valoare (fără TVA)	Valoare (TVA)	Valoare (CU TVA)
	Nr. Crt.	Denumirea capitolelor și subcapitolelor de cheltuieli	lei	lei	lei
	1	2	3	4	5
	Cap. 1 - Amenajarea terenului		0,00	0,00	0,00
	—13_	Amcnajareaterenului_______	0,00	0,00	0,00
4	1.3	Amenajări pentru protecția mediului și aducerea terenului la starea inițială	0,00	0,00	0,00
	1.4	Cheltuieli pentru relocarea/protcctia utilităților	0,00	0,00	0,00
	Cap. 2 - Asigurarea utilităților necesare obiectivului de investiții		0,00	0,00	0,00
	2.1	Asigurarea utilităților necesare obiectivului de investitii	0,00	0,00	0,00
	Cap. 4 - Investiția de bază
	4.1	Constructiii și instalatii	7.452.621,00	1.415.997,99	8.868.618,99
	4.1.1	Terasaniente, sistematizare pe verticală și amenajări exterioare	0,00	0,00	0,00
	4.1.2	Rezistență	6.369.907,50	1.210.282,43	7.580.189,93
	4.1.3	Arhitectură	0.00	0,00	0,00
	4.1.4	Instalații	1.082.713,50	205.715,57	1.288.429,07
	TOTALI-subcap. 4.1		7.452.621,00	1.415.997,99	8.868.618,99
	4.2	Montaj utilaje, echipamente tehnologice și funcționale	21.456.854,10	4.076.802,28	25.533.65638
	TOTAL II - subcap. 4.2		21.456.854,10	4.076.802,28	25.533.6563»
	4.3	Utilaje, echipamente tehnologice și funcționale care necesită montaj	26.741.315,70	5.080.849,98	31.822.165,68

4.4	Utilaje, echipamente tehnologice și funcționale care nu necesită montaj și echipamente de transport	0,00	0,00	0,00
4.5	Dotări	0,00	0,00	0,00
4.6	Active necorporale	0,00	0,00	0,00
TOTAL 111 - subcap. 43+4.4+4.5+4.6		26.741.315,70	5.080.849,98	31.822.165,68
Total deviz pe obiect (Total I + Total 11 + Total III)		55.650.790,80	10.573.650,25	66.224.441,05
Cap. 5 -	Organizare de șantier	0,00	0,00	0,00
5.1.1	Lucrări de construcții și instalații aferente organizării de șantier	0,00	0,00	0,00
5.1.2	Cheltuieli conexe organizării șantierului	0,00	0,00	0,00
Cap. 6-	Instruire, teste și probe tehnologice	217.908,90	41.402,69	259311,59
6.1	Pregătirea personalului de exploatare	12.978,90	2.465,99	15.444,89
6.2	Probe tehnologice și teste	204.930,00	38.936,70	243.866,70
TOTAL OBIECT		55.868.699,70	10.615.052,94	66.483.752,64

Obiect 8 : Lucrări generale, Demolări, Rețele în incintă și Racorduri (SG)

Nr. Crt.	Denumirea capitolelor și subcapitolelor de cheltuieli	Valoare (fără TVA)	Valoare (TVA)	Valoare (CL‘ TVA)
Nr. Crt.	Denumirea capitolelor și subcapitolelor de cheltuieli	lei	lei	lei
1	2	3	4	5
Cap. 1 - Amenajarea terenului		25.418.151,00	4.829.448,69	30.247.599,69
1.2	Amenajarea terenului	24.974.136,00	4.745.085,84	29.719.221,84
1.3	Amenajări pentru protecția mediului și aducerea terenului la starea inițială	102.465,00	19.468,35	121.933,35
1.4	Cheltuieli pentru relocarea/protccția utilităților	341.550,00	64.894,50	406.444,50
Cap. 2 - Asigurarea utilităților necesare obiectivului de investiții		0,00	0,00	0,00
2.1	Asigurarea utilităților necesare obiectivului de investiții	0,00	0,00	0,00
Cap. 4 - Investiția de bază
4.1	Construcțiii și instalații	8.352.946,80	1.587.059,89	9.940.006,69
4.1.1	Terasamente, sistematizare pe verticală și amenajări exterioare	0,00	0,00	0,00
4.1.2	Rezistență	4.561.741,80	866.730,94	5.428.472.74
4.1.3	Arhitectură	0,00	0,00	0,00
4.1.4	Instalații f	3.791.205,00	720.328,95	4.511.533,95
TOTALI-subcap. 4.1		8.352.946,80	1.587.059,89	9.940.006,69

4.2	Montaj utilaje, echipamente tehnologice și funcfionale	22.681.652,40	4309.513,96	26.991.16636
TOTAL II - subcap. 4.2		22.681.652,40	4.309.513,96	26.991.16636
43	Utilaje, echipamente tehnologice și funcționale care necesită montaj	457.677,00	86.958,63	544.635,63
4.4	Utilaje, echipamente tehnologice și funcționale care nu necesită montaj și echipamente de transport	0,00	0,00	0,00
4.S	Dotări	0,00	0,00	0,00
4.6	Active nccorporale	0,00	0,00	0,00
TOTAL III - subcap. 43+4.4+4.5+4.6		457.677,00	86.958,63	544.635,63
Total deviz pe obiect (Total I + Total II + Total III)		31.492.276,20	5.983.532,48	37.475.808,68
Cap. 5 - Organizare dc șantier		2366.941,50	449.718,89	2.816.66039
5.1.1	Lucrări dc construcții și instalatii aferente organizării de șantier	136.620,00	25.957,80	162.577,80
5.1.2	Cheltuieli conexe organizării șantierului	2.230.321.50	423.761,09	2.654.082,59
Cap. 6 - Instruire, teste și probe tehnologice		71.489,79	13.583,06	85.072,85
6.1	Pregătirea personalului de exploatare	3.179,79	604,16	3.783,95
6.2	Probe tehnologice și teste	68.310,00	12.978,90	81.288,90
TOTAL OBIECT		59.348.858,49	11.276.283,11	70.625.141,60

ROMÂNIA

JUDEȚUL ARAD

PRIMĂRIA MUNICIPIULUI ARAD

Nr. 52745 din 04.07,2022

CERTIFICAT DE URBANISM

din UWL,ag2

In scopul

STUDIU DE FEZABILITATE -Sursa de producție energie termica si electrica prin cogcncrarc de înalta cfktcnta

Ca urmare a cererii adresate de MUNICIPIUL ARAD PRIN SC CET HIDROCARBURI SA pers juridica cu sediu) in județul ARAD, municipiul ARAD, satul , sectorul . cod poștal , IPdșL REVOLUȚIEI nr. 75, bloc , sc. , etaj , ap., telefon, c-mail, înregistrata la nr, 52745 din 04,07,2022

pentru imobilul - teren și/sau construcții - situai in județul ARAD, municipiul ARAD, satul. sectorul cod poștal, Calea IULIU MANIU. tir 65-71, bloc , sc . etaj, ap sau identificat prin CF 3U78P9,359602 si 307811.

TOP: 3D7809-C73078D9-C15, 307809 C16,359603,307811-C14.

in temeiul reglementarilor documentație r de urbanism nr. t faza FUG. aprobata cu hotărârea Consiliului Local ARAD nr.502/ 2018

In conformitate cu prevederile Legii nr. 50 1991, privind autorizarea executării lucrărilor de construcții, Cu modificările și completările ulterioare.

SE CERTIFICĂ:

1, REGIMUL JURIDIC

Teren intravilan preoprietotea municipiului Arad.

2, REGIMUL ECONOMIC

Destinația conform PUG:- Subzonn unitari industriale nepoluante • Ip5a Folosința actuala construcții industriale si edilitare

Sc solicita: SF - Sursa de producție energie termica si electrica prin cog

3. REGIMUL TEHNIC

Teren in suprafața de 9522mp(conf C.F. 307809), 1700mp(conf. C F. 359603) si 9470mp(conf. C.F. 307811), situat in UTR. 5 in conformitate cu Regulamentul aferent PUG.

Echipare cu utilitati: apa, canalizare, energie electrica, gaze naturale, telefonie.

Investiția dezvoltata in doua etape -Et. I Cazane pentru producția de căldură, Et. x Sursa dc producție energie electrica si termica prin cogenerore- are următoarele componente principale Clădire pt. blocul energetici UE), Hala pt. cazane de apa fierbinte(CAF), Hala pentru unitate de cogenerare cu biomasa, Sala pompelor. Acumulator de căldura, Camera electrica si utilitaii/instalatii.

Se va prezenta Plan de situalie pe suport topografic întocmit in conformitate cu Legea nr 50/1991 rep. Anexa nr.J, Conținutul Cadru (vccinatati, distantele fata de proprietățile invccinatc), vizat de către O.C.P.L Arad.

Pentru SF se vor obține următoarele avize; SC Compania de Apa Arad SA, Dclgaz Grid SA, Encl Distribuție Banat SA, Direcția de Sanatate Publica a Județului Arad, Acordul Agenției Naționale de îmbunătățiri Funciare - Filiala Teritoriala de îmbunătățiri Funciare Timiș - Mureș Inferior, Unitatea de Administrare Arad, Aviz S.C CET Hidrocarburi Arad S.A., Avizele ou fost stabilite in cadrai ședinței Comisiei de Acord Unic din data de 07 07 2022.

Prezentul certificat de urbanism POATE fi utilizat, in scopul declarat pentru întocmire SF "Sursa de producție energie termica si electrica prin cogenerare de înalta eficienta"

Ccrtificatulylc urbanism qu (ine Ine de autorizație de cpnstnrirc/dcsființan! ținti-conferă dreptul dc^nerecuta lucrări de construcții

4. OBLIGAȚII ALE TITULARULUI CERTIFICATULUI DE URBANISM:

în scnpul elaborării documentației pentru autorizarea executării lucrărilor de construcții - de constrairc/de desființare - solicitantul se va adresa autorității competente pentru protecția mediului: Agenția pentru Protecția Mediului

ARAD, Splaiul Mureșului F,N.

în aplicarea Directivei Consiliului 85/337/CEE (Directiva EIA) privind evaluarea efectelor anumitor proiecte publice ți private asupra mediului, modificată prin Directiva Consiliului 97/11/CE ți prin Directiva Consiliului ți Parlamentului European 2003/35/CF privind participarea publicului la elaborarea anumitor planuri ți programe in legătură cu mediul ți modificarea, cu privire la participarea publicului ți accesul Injustiție, a Directivei 85/337/CEE ți a Directivei 96/61/CE. prin certificatul de urbanism se comunică solicitantului obligația de a contacta autoritatea teritorială de mediu pentru ca aceasta să analizeze ți să decidă, după caz, încadrarea / neinuadrarea proiectului investiției publice/private în lista proiectelor supuse evaluării impactului asupra mediului.

în aplicarea prevederilor Directivei Consiliului 85/337/CEE, procedura de emitere a acordului de mediu se desfășoară după emiterea Certificatului de urbanism, anterior depunerii documentației pentru autorizarea executării lucrărilor de construcții la autoritatea administrației publice competente.

în vederea satisfacerii cerințelor cu privire la procedura de emitere a acordului de mediu autoritatea competentă pentru protecția mediului stabilește mecanismul asigurării consultării publice, centralizării opțiunilor publicului ți formulării unui punct de vedere oficial cu privire la realizarea investiției in acord cu rezultatele consultării publice, in aceste condiții:________________________ _______

După primirea prezentului Certifica; de urbanism. 11TULARUL urc obligația de o sc prezenta ia autoritatea competentă

evaluării efectelor acesteia asupra mediului în urma evaluării Inițiale a Investiției se va emile actul administrativ al __________________________________autorității competente pentru protecția mediului

I«t stluațiu in care anlnriiatea competentă pentru protecția mediului stabilește necesitatea evaluării cfcctcior investiției asupra mediului solicitantul urc obligația de a mititica atest tații autorității administrației puiilice competente; tu privire la menținerea cererii pentru autorizarea executării ___________________________________________________lucrăiilur de construcții_______________________________________________________ in situația urcare după emiterea Certiheulului de urbanism¹ errțiv parcursul dsruLIril țimCcdurn de evoluare a efectelor investiției asupra mediului solicitantul renunță la intenția de realizare a investiției acesta arc idilicului de a notifica acest fapt mitnnlă;ii administrație; publice campcleu!e

5. CEREREA DE EMITERE A AUTORIZAȚIEI DE CONSTRUIRE/DESFINȚARE va fi insolita de următoarele documente:

a) certificatul de urbanism;
b) dovada titlului asupra imobilului, teren țt/sau construcții' sau după caz, extrasul de plan cadastral actualizat la zi ți extrasul de carte funciari de informare actualizat la zi, tn cazul In care legea nu dispune altfel (copie legalizata);

La autorizare se va prezenta extras de Carte Funciara, original, actualizat

c) documentația tehnică DT, după caz

□ DIAC U D.TO.E U D.T.AD

d2 Avize ți acorduri privind □ securitatea la incendiu

C proiecția civila

d) Avizele ți acordurile stabilite prin certificatul de urbanism.

d I. Avize ți acorduri privind utilitățile urbane ți infrastructura

□ alimentare cu apa	O gaze naturale
□ canalizare	□ telefonie
□ alimentare cu energie electrica	□ salubritate
□ alimentare cu energie termica	□ transport urban

sănătatea populației

d 3. avizele acordurile specifice ale administrației publice centrale ți'sau ale serviciilor descentralizate ale acestora d 4 Studii de specialitate
e) Actul administrativ nl autoritarii competente pentru protecția mediului,

0 Dovada privind achitarea laxelor legale

Documentele de plata ale următoarelor laxe (copie);

Prezeraul certificat de urbanism are valabilitate de 24 luni de la data emiterii

Achitat laxa de - Ici, conform chitanței scria - nr - din taxă dc urgență - RON ți taxă pentru avizarea Certificatului de urbanism dc către Comisia dc Urbanism si Amenajare o Teritoriului în valoare de RON, conform chitanței scria nr din Prezentul certificat de urbanism a fost transmis solicitantului direct/ prin poștă la data de

@TRAN56ÂZ

SOCIETATEA NAȚIONALĂ DE TRANSPORT GAZE NATURALE "TRANSGAZ” SA

□KtiwuilT w iwâin »iw*ru

^UC4 UMit'fL'MUUft.MrtJl.M.MA* m rownj»»», miniera sm tra>

Nr. DD KS" / Og/A^O^.

Către,

SX CENTRALA ELECTRICĂ DE TERMOFICARE HIDROCARBURI S.A ARAD

Domnului Victor Cîulean, Director General

Spre știință:

PRIMĂRIA MUNICIPIULUI ARAD

Referitor: Alimentarea cu gaze naturale a obiectivului "CET Hidrocarburi" aparținătoare de SX CET Hidrocarburi Arad S.A., jud. Arad

Urmare a adresei dvs., înregistrată la S.N.T.G.N Transgaz S.A cu nr. TGZPR 690730150 114 / 26.10.2021, privind alimentarea cu gaze a obiectivului "CET Hidrocarburi" aparținătoare de SC. CET Hidrocarburi Arad S A,Jud Arad, vă transmitem următorul.

AVIZ TEHNIC DE PRINCIPIU

1 Soluția tehnică de principiu constă în racordarea la ST, respectiv la conducta de înaltă presiune "Racord SRM Arad III CET, DN400, PN 40 bar", a unui modul SRMP de PN 40 bar, cu o capacitate tehnologică de Q = 16.547 Sm’/h, care va fi amplasat cât mai aproape de conducta in care se face racordarea Jn limitele distanței de srguranțâ ak acesteia, prin intermediul unei conducte de racord N250, PN 40 bar, în lungime de min. 0,01 km și max. 0,1 km. Această soluție presupune obținerea de către solicitant a unei licențe de operare pentru un șiștem de distribuție închis, deoarece se află într-o zonă unde serviciul public de distribuție al gazelor naturale este concesionat Coordonatele STEREO 70 estimate ale punctului de racordare la ST, pentru această soluție propusă, sunt: X:(217243) și Y:(530612),
2 . De asemenea menționăm că, atât amplasamentul, cât ș caracteristicile tehnice ale SRMP-ului și ale conductei de racord trebuie definitivate de către proiectant în funcție de situația din teren și de analiza tehnico-economicâ, astfel încât, racordul și SRMPul sâ se amplaseze cât mai aproape de conducta de transport gaze naturale, în conformitate cu cerințele Regulamentului privind racordarea la sistemele de transport al gazelor naturale, aprobat prin Ordinul ANRE nr. 172 / 25.09.2020.

a®___J

(Mgttt Grid SA Independenței 26’26,300207, T-mișoara

CENTRALA ELECTRICA DE TERMOFICARE

Delgaz Grid SA

AVIZ FAVORABIL

213855414, 8/22/2022

Stimate domnule'doamnă CENTRALA ELECTRICA DE TERMOFICARE,

Urmare a solicitării dumneavoastră 213847512 din 8/18/2022, privind emiterea avizului de amplasament pentru lucrarea SF - SURSA DE PRODUCERE ENERGIE TERMICA SI ELECTRICA PRIN

COGENERARE— DE__ÎNALTA__EFICIENTA__2__LA__SC__CET

HIDROCARBURI SA ARAD" din localitatea ARAD , strada Maniu luliu,

numărul 65-71 județ AR, în urma analizării documentației depuse vă comunicăm avizul favorabil,

Președintele Consiliului de

Administrație

Xxxxxxx Xxxxxx

CU ÎNDEPLINIREA OBLIGATORIE, DE CĂTRE BENEFICIAR, A CONDIȚIILOR DE MAI JOS:

Directori Generali

Xxxxxx Xxxxxx (Director Generai)
- A. Condiții tehnice:
- 1. Traseele și adâncimea exactă de pozare a conductelor si branșamentelor de gaze naturale se determină prin sondaje.
- 2. La execuția lucrărilor care fac obiectul documentației ce ne-ați înaintat, constructorul este obligat să asigure distanțele minime
Xxxxxxx Xxxxxxxx Xxxxxx (Adj.}

Xxxx Xxxxx Xxxxx (Adj.)

Petre StoianfAdj.)

Sediul Central: Târgu Mureș

CUI: 10976687

Atribut fiscal: R0

între rețelele de gaze naturale și alte instalații, construcții sau J26/326/O8.O6.20O0

obstacole subterane conform tabelului 1 din Normele telinice pentru proiectarea, executarea și exploatarea sistemelor de alimentare cu

Banca BRD Târgu Mureș IBAN:

gaze naturale, aprobate prin Ordinul Președintelui A.N.R.E. nr. 89/10.05.2018 și publicat în Monitorul Oficial al României, Partea 1,

Nr. 462/05.06.2018.

RO11BRDE270SV2754O4127O0

Capital Social Subscris și Vărsat:

773.257.777,5 RON

Se vor respecta cu strictețe prevederile art. 93 alin (1) din Normele tehnice pentru proiectarea, executarea și exploatarea sistemelor de alimentare cu gaze naturale, aprobate prin Ordinul Președintelui A.N.R.E. nr. 89/10.05.2018 și publicat în Monitorul Oficial al României, Partea I, Nr. 462/05.06.2018, privind conductele de încălzire, apă, canalizare și cabluri electrice pozate direct în pământ sau canale de protecție și se vor lua măsuri de etanșare a acestora la intrarea în subsolurile clădirilor, chiar dacă acestea nu sunt racordate la gaz. Măsurile de protecție a rețelelor și branșamentelor se vor stabili de către proiectant cu consultarea în prealabil a S.C. Delgaz Grid S.A., Centru Operațiuni Rețea Gaz Timișoara, și vor fi incluse în documentația elaborată de acesta. Se va respecta art. 190 din Legea energiei electrice și a gazelor naturale nr. 123/2012 .

B. Condiții generale:

1. Va suporta cheltuielile aferente realizării lucrărilor de la punctul A.
2. Având în vedere că rețelele de distribuție au fost trasate orientativ pe planul de situație anexat, înainte de începerea lucrărilor se va solicita în scris participarea unui reprezentant al S.C. Delgaz Grid S.A. la predarea de amplasament și asistență tehnică ori de câte ori este nevoie pe perioada derulării lucrărilor, din partea S.C. Delgaz Grid S.A., Centru Operațiuni Rețea Gaz Timișoara. Adâncimea de pozare a rețelelor subterane trasate este cuprinsă între 0,5-0,9 m.
3. în cazul în care s-a produs o deteriorare a rețelei de gaz, astfel încât, au apărut scurgeri de gaz, se va anunța imediat Dispeceratul de Urgență S.C. Delgaz Grid S.A., la telefon: 0800-800.928 și 0265-200.928, și vor fi luate, totodată, primele măsuri, pentru a împiedica producerea unui eveniment (incendiu, explozie), până la sosirea echipei de intervenție. Dacă prin săpătură a fost afectată izolația rețelei de gaz (atingere izolație, rupere izolație, rupere fir trasor, rupere bandă avertizoare etc.), respectiv rețeaua de gaz- prin atingere, lovire sau orice altă acțiune mecanică, se va opri imediat lucrarea și se va solicita prezența reprezentantului S.C. Delgaz Grid S.A., pentru remedierea defecțiunii provocate și/sau constatate. Deteriorarea izolației atrage după sine corodarea materialului tabular si apariția defectelor de coroziune, greu de depistat, care pot avea urmări grave (explozii); în cazul in care se produce un asemenea eveniment, având ca si cauză deteriorarea izolației în timpul execuției lucrării avizate de către S.C. Delgaz Grid S.A. izolație care n-a fost refăcută, datorită faptului că executantul nu a anunțat reprezentantul S.C. Delgaz Grid S.A., beneficiarul avizului va fi direct responsabil de producerea

evenimentului. în cazul avarierii sau deteriorării conductelor și instalațiilor aflate în exploatarea S.C. Delgaz Grid S.A., Centru Operațiuni Rețea Gaz Timișoara, beneficiarul va suporta contravaloarea pagubelor produse, inclusiv cea a pierderilor de gaze naturale și de restabilire a funcționalității elementelor afectate.

4. Săpătura din zona de protecție a rețelelor de gaze naturale, așa cum este aceasta definită de legislația în vigoare, se va realiza în mod obligatoriu, manual, pentru a nu afecta izolația, materialul tubular, sau alte elemente de construcție a rețelei de gaz (fir trasor, bandă avertizoare etc.).
5. în mod obligatoriu, rețelele de gaze naturale - a căror acoperire e afectată de lucrarea de construcție, vor fi așezate, respectiv acoperite cu un strat de nisip de granulație 0,3-0,8 mm, cu grosimea de minimum 10 cm, de la generatoarea inferioară și superioară a conductei și pe o lățime de 20 cm, de la generatoarele exterioare ale conductei.
6. în zona de protecție a rețelelor de gaze naturale, așa cum este aceasta definită de legislația în vigoare, compactarea se va realiza obligatoriu manual, astfel încât să nu se deterioreze rețelele de gaz, pe o înălțime de minim 30 cm (inclusiv stratul de nisip), măsurată de la generatoarea superioară a conductei.
7. în cazul în care lucrarea de construcții afectează răsuflaturile și/sau căminele, atunci acestea vor fi reamplasate obligatoriu pe poziția inițiali__Se impune, dcasemenea, reamplasarea capacelor de răsuflatori, a capacelor de cămine, a tijelor de acționare etc.
8. Cu minimum 5 zile înainte de recepția la terminarea lucrărilor, se va informa în scris S.C. Delgaz Grid S.A., Centru Operațiuni Rețea Gaz Timișoara asupra datei la care e programată recepția.
9. Prezentul aviz este valabil până la data de 8/22/2023 (12 luni),cu posibilitatea prelungirii acestuia pe perioada de valabilitate a certificatului de urbanism (sau document înlocuitor - se va preciza tipul și natura acestuia). Prelungirea avizului se va solicita cu minim 15 zile înainte de expirarea avizului inițial.

în cazul nerespcctării condițiilor impuse mai sus, avizul își pierde valabilitatea.

Cu respect,

Xxxxxxx Xxxxxx Xxxxxx B^Xxx-Xxxxxxx

Coordonator Echipa Acces Rețea Gaz Timișoara ManagenRacordare

Oficiul Ce Cadastru și Publicitate Imobiliară ARAD Biroul de Cadastru și Publicitate Imobiliară Arad

Cancel extras de carte funciară

jrt7! pentru informare

Carte Funciara Nr. 359603 Arad

tir, cerere j ziuT î Luna Anul’_ [

59779

05 2022

Cod verificare

■iiitaii

A. Partea I. Descrierea imobilului

Semnat: cu semnătură electronica extinsa, cf. L 455/2001 si elDAS

TEREN Intravilan

Adresa: Loc. Arad, Str tutiu Maniu. Nr. 65 71,jud Arad

Nr. Crt	Nr. cadastral Nr. topografic	Suprafața* (mp)	Observații / Referințe
Al	359603	1.700	PARȚIAL ÎMPREJMUIT

Construcții

Crt	Nr cadastral Nr. topografic	Adresa	Observații / Referințe
Al.l	359603-C1	Lee. Arad, Strluliu Maniu, Nr 65 71, Jud. Arad	Nr niveluri 1. 5 construita la sol-107 mp. Depozit,regim înălțime P, an ed ticare 1982
Al 2	359603-C2	Loc. Arad, Str luliu Maniu Nr. 65 71, Jud Arad	Nr niveluri 1, 5 construita la sol 20 mp, S construita desfasurata 20 mp C adre atelier forja .edificata in anul 1938

B. Partea II. Proprietari și acte

înscrieri privitoare la dreptul de proprietate și alte drepturi reale	Referințe
163334 / 03/11/2021

Act Notariat nr. 2180, din 03/11/2021 emis de Xxxxxx Xxxxx;

Se înființează cartea funciara 359603 a imobilului cu numărul

Bl cadastral 359603 / UAT Arad, rezultat din dezmembrarea imobilului cu numărul cadastral 307712 înscris in cartea funciara 307712:

Certificat Atestare nr. a dreptului de proprietate asupra terenurilor seria AR nr. 0085 emis de Ministerul

Agriculturii si Alimentației in baza H .G. 834/1991, _ _ __

Al 1 A1.2/S 5

_Q- Intabulate, drept de PROPRIETATE atestare, dobândit prin Lege, cota

⁸² 'actuala I/I--------- --------- --------- --4

1) S.C. C.E.T. HIDROCARBURI SA ARAD ___________ OBSERVAȚII poziție transcrisa d.n CF 307712,'Arad, înscrisa prin încheierea nr. 9782 din 08/06/2004, (provenita din conversia CF 64148)_________________________________________________________ ______________________

59779 /13/05/2022_____________ ____

Act Notarial nr. 528 din 13/05/2022 emis de Xxxxxxx Xxxxxx Xxxxx;

intabulate, drept de PROPRIETATE cu titlul de cumpărare, dobândit prin Convenție, cota actuala 1/1__________ __________________

1) MUNICIPIUL ARAD, CiF 3519925, DOMENIU PUBLIC

C. Partea III. SARCINI.

Document cate conține date cu caracter personal protețate de prevederile regn Nr 677/2001

Pagina 1 din 3

E-tioțo țeniu; tcrcimj'C cd-I/w la mc'* epap ancpl ro

înscrieri privind dezmembrămfntele dreptului de proprietate, drepturi reale de garanție șl sarcini

Referințe

Anexa Nr. 1 La Partea I

Teren

Nr cadastral	Suprafața (mp)"	Observații / Referințe
359603	1.700	PARȚIAL ÎMPREJMUIT

* Suprafața este determinată in planul de proiecție Stereo 70.

te referitoare

a teren

Crt

Categorie folosință

Intra vllan

Suprafața (mp)

Tarla

Parcelă

Nr. topo

Observații / Referințe I

curți construcții

1.700

LOT 2

Date referitoare la construcții

Crt	Număr	Destina țe construcție	Supraf. (mp)	Situație juridică	Observații / Referințe
Al 1	359603-C1	construcții industriale si edilitare	107	Cu acte	S. construita la sol:107 mp; Depozit regim înălțime P. an edificare 1982
Al 2	359603-C2	construcții industriale si edilitare	20	Cu acte	S construita la sol 20 mp, 5 construita desfasurata 20 mp. Clădire atelier forja edificata in anul 1938

Lungime Segmente

1) Valorile lungimilor segmentelor sunt obținute din proiecție în plan.

Punct început

Punct sfârșit

Lungime segment

<-(m)

1

2

18.575

Doct/menr care conține date cu caracter personal protejate de prevederile Legii tor 677/2001

--trase -r‘c mo c cr t u M utfrcia epay.ancol ro

Punct început	Punct sfârșit	Lungime segment i“ (m)
2	3	3 955
3	4	0 742
4	5	2.97
5	6	0 742
6	7	3989
7	8	8725
8	9	^H 12 755
9	10	12 536
10	11	9.293
11	12	53 374
12	13	4 456
13	14	6.843
14	15	14 779
15	16	16.193
16	17	34.397
17	18	7816
18	19	8.221
19	20	12.405
20	1	10.468

** Lungimile segmentelor sunt determinate în planul de proiecție Stereo 70 ;l sunt rotunjite la 1 milimetru.

*** Distanța dintre puncte este formată din segmente cumulate ce sunt mal mici decât valoarea 1 milimetru.

Certific că prezentul extras corespunde cu pozițiile in vigoare din cartea funciară originală, păstrată de acest birou

Prezentul extras de carte funciară este valabil la autentificarea de către notarul public a actelor juridice prin care se sting drepturile reale precum și pentru dezbaterea succesiunilor, iar ■nformațiile prezentate sunt susceptibile de orice modificare. In condițiile legii.

Sa achitat tariful de 0 RON, pentru serviciul de publicitate imobiliară cu codul nr 231.

Data soluționării, 16-05-2022

Asistent Registrator, Xxxxxxx Xxxxxxx

'parafa si semnătura)

Referent,

(parafa și semnătura)

Dccuinent care conține Cate cu caracter persana! prote/ate de prevederile tegn Nr 677/2001.

Pagina 3 din 3

t; ■.tfhțc pâtf'n InfCf G’i-linp Ig bria «pay.arcDl ro

Oficiul de Cadastru și Publ citate Imobiliară ARAD

Biroul de Cadastru șl Publicitate Imobiliară Arad

Cangel extras de carte funciară

iVE¹: ::vr r pentru informare

Carte Funciară Nr. 3O7SO9 Arad

Nr. cerere

Zua

Luna

Anul

TEREN Intravilan

Semnal: cu semnătură eleclronica extinsa, cf L ....... 455/2001 s elDAS

A. Partea I. Descrierea imobilului

Nr. CF vechi.67661

Nr. topografic;5334/5. 5333/3, 5331/1/2, 5331/2/2, 5331/3/1, 5332, 5331/5/2, 5331/4/1

Adresa; Loc. Arad, Calea luliu Maniu, Nr. 65-71, Jud, Arad

Nr. Crt	Nr. cadastral Nr. topografic	Suprafața* (mp)	Observații / Referințe
Ai	307809	9 522	Teren împrejmuit.

Construcții

Crt	Nr cadastral Nr. topografic	Adresa	Observații / Referințe
Al 1	307809-CI	Loc Arad Calea luliu Maniu, Nr. 65 71, Jud. Arad	Nr niveluri 1; S. construita la sol 604 mp S. construita desfasurata.604 mp; Linie CFU
Al 2	307B09-C2	Loc Arad Calea luliu Maniu, Nr 65-71, lud. Arad	Nr. niveluri 1. 5. construita la sol:536 mp S. construita desfasurata.536 mo; Linie CFU
Al 3	307BO9-C3	Loc Arad Calea luliu Maniu, Nr. 65-71. lud. Arad	Nr. niveluri 1; S. construita la sol:283 mp S. construita desfasurata:283 mo; Conducta supraterana
Al 4	307809-C4	Loc Arad Calea luliu Maniu. Nr. 65-71, lud. Arad	Nr niveluri. 1, S. construita ia sol:76 mp; 5 construita desfasurata:76 mp; Conducta supraterana
Al 5	3O78O9-C5	Loc Arad. Calea luliu Maniu, Nr. 65-71, [ud. Arad	Nr niveluri:!; S. construita la sol: 17 mp, S construia desfasurata.17 mp; Sperator păcură
Al 6	3078Q9-C6	Loc Arad. Calea tu iu Maniu, Nr. 65-71. lud. Arad	Nr niveluri 1; 5. construita la sol: 10 mp; S construita desfasurata.10 mp. Rezervor condens păcură
Al.7	307809-C7	Loc Arad, Calea luliu Maniu, Nr. 65-71. \|ud. Arad	Nr niveluri:l; S. construita la so)1172 mp, 5. construita desfasurata:1172 mp; Rezervor păcură 3150MC ,an ed flcare 1979
Al.8	307S09-C8	Loc Arad. Calea luliu Maniu, Nr. 65-71, Jud. Arad	Nr. niveluri 1, S. construita la sol:561 mp; S construita desfasurata:261 mp. Rezervor păcură subteran.an edificare 1993
Al 9	307809-C9	Loc Arad, Cafea luliu Maniu, Nr. 65^717 Jud. Arad	Nr“ntvelurrlrS~corrstruita la sol-255-mp. S- construita desfasurata:255 mp. Rezervor păcură subteran.an edificare 1993
Al 10	307809 CIO	Loc. Arad. Calea luliu Maniu. Nr. 65-7i, Jud Arad	Nr. nivelur.-l; S. construita la sol 720 mp, S construita desfășurată;720 mp. Rezervor păcură subteran.an edificare 1993
Al 12	307809 C12	Loc. Arad, Calea luliu Maniu, Nr. 65-71, jud Arad	Nr. niveluri:!; 5 construita la sol 111 mp, S construita desfășurată;! 11 mp, HazinfRezervor apa incendiu} subteran, an edificare 1979
Al 13	307809-C13	Loc Arad, Calea iuliu Maniu, Nr 65-71, Jud Arad	Nr. niveluri:!; S. construita la soL453 mp, S construita desfasurata:453 mp. Drum acces-CET PE HIDROCARBURI N-E
Al 14	307809-C14	Loc Arad, Calea luliu Maniu, Nr. 65-71, lud Arad	Nr, ni velurul; S construita la scl 221 mp; S construita desfasurata:! mp; Rampa descărcare
Al 15	307809-C15	Loc. Arad, Calea luliu Maniu, Nr. 65-71. Jud Arad	Nr. n veluri 1; S. construita la sol 43 mp: S. construita desfasurata:43 mp, Casa pompe gospodărie păcură, reqlm înălțime P, an edificare 1957
Al 16	307809-C16	Loc. Arad, Calea Iul u Maniu, Nr. 65-71, Jud Arad	Nr, nivelun.T; 5. construita la sol 202 mp. 5 construita desfășurată 202 mp; Clădire statie pompe păcura regim înălțime P ,an edificare 1979

B. Partea II. Proprietari și acte

înscrieri privitoare la dreptul de proprietate șl alte drepturi reale

Referințe

14469/01/09/2004

Lege nr. 834/1991,

T. îhtabulare, drept de"PROPRIETATE cu titlul de atestare-, dobândit prinl —-—ATI / e.4,B 8

¹ Lege, cota actuala 1/1__Au* o/X

1) S.C. CET HIDROCARBURI S.A.______________________

OBSERVAȚII, (provenita din conversia CF 67661) fȘ/ • -'A- X-.A

1Q Ayliol

Document care conține date cu caracter personal protejate de prevederi e Leg i Nr 677/200 ( 77 : Fugiră 1 din 5

înscrieri privitoare la dreptul de proprietate șl alte drepturi reale		Referințe
13667B / 02/09/2021
Act Notarial nr. 2160, din 14/09/2021 emis de BNP Xxxxx Xxxxx Xxxxx; Act Administrativ nr. 65538, din 26/00/2021 emis de MUNICIPIUL ARAD:
B7	intabulare, drept de PROPRIETATE , in rangul încheierii nr. 14469/2004, dobândit prin Lege, cota actuala 1/1	A1.2. A1.3. A1.4, A1.5, A1.6 Al 7, A1.8, A1.9, Al.10, Al.12. Al.13. Al 14, Al.15, Al.16
	1) S.C. C.E.T. HIDROCARBURI S.A., CIF.26176052
59780 /13/05/2022
Act Notarial nr. 528, din 13/05/2022 emis de Xxxxxxx Xxxxxx Xxxxx;
B8	Intabulate, drept de PROPRIETATE cumpărare, dobândit prin Convenție, cota actuala 1/1	Al
	1) MUNICIPIUL ARAD, CIF:3519925, domeniu public

C. Partea III. SARCINI.

Pagina 2 din 5

înscrieri privind dezmembrămlntele dreptului de proprietate, drepturi reale

PAfArintA

de garanție șl sarcini

ne ic» 11

NU SUNT____________________________

Document care conține date cu caracter personal, protejate de prevederile Legii Nr 677/2001

Lxtrujc J nt.irT.ne or» hr v m A’J’rin epay ancp' ro

Anexa Nr. 1 La Partea I

Teren

Nr cadastral	Suprafața (mp)*	Observații / Referințe
307809	9.522

“ Suprafața este determinată in planul de proiecție Stereo 70

Date referitoare a teren

Nr Crt	Categorie folosință	Intra vilan	Suprafața (mp)	Tarla	Parcelă	Nr. topo	Observații / Referințe
1	curți construcții	□A	9.522	-	-	5334/5

Date referitoare la construcții
Crt	Număr	Destinație construcție	Supraf. (mp)	Situație juridică	Observații / Referințe
Ai.l	307809-C1	construcții industriale si edilitare	604	Cu acte	S. construita la sol 604 mp; 5. construita desfasurata 604 mp Lime CFJ
Al.2	3078090	construcții industriale si edilitare	536	Cu acte	S construita la sol 536 mp 5. construita desfasurata536 mp; Unic CFU
Al 3	307809-C3	construcții industriale si edilitare	283	Cu acte	S. construita la soi 293 mp; 5. construita desfasurata 203 mp, Conducta supraterana
Al. 4	307809 C4	construcții industriale si edilitare	76	Cu acte	S. construita la sol-76 mp; S. construita desfasurata.76 mp. Conducta supraterana
AI 5	3Q7809-C5	construcții Industriale si edilitare	17	Cu acte	S construita la sol 17 mp. S. construita desfasurata;17 mp, Sperator păcură
Al 6	307809 CG	construcții industriale si edilitare	IC	Cu acte	5 construita la sol:10 mp; S, construita desfasurata 10 mp Rezervor condens păcură
Document care conține date cu caracter personal, protejate de prevederile Legii Nr 677/2001 Z'. ~x ^fogina 3 din 5 pertru răsura'«■ oM ie Ic MrfrsA epiy.ancpl ra / S/ /p « * > oiVum veri ea 1 1 lai ț

Crt	Număr	Destinație construcție	Supraf. (mp)	Situație juridică	Observații / Referințe
Al 7	307809-C7	construcții industriale si edilitare	1.172	Cu acte	5 construita la sol 1172 mp S. construita desfasurata:1172 mp. Rezervor păcură 3150MC ,an edificare 1979
Al.8	307809 C8	construcții industriale si edilitare	261	Cu acte	5. construita la sol 261 mp. S construita desfasurata:261 mp. Rezervor păcură subteran.an edificare 1993
A1.9	307809-C9	construcții industriale si edilitare	255	Cu acte	S. construita la so! 255 mp, 5 construita desfasurata.2S5 mp: Rezervor păcură subteran.an edificare 1993
Al 10	307809-C10	construcții industriale st edil , ta re	720	Cu acte	S. construita la sol 720 mp, 5. construita desfasurata.720 mp. Rezervor păcură subteran.an edificare 1993
Al 11	307809-C11	construcții industriale si ediLtare	41	Fara acte	S construita la sol:41 mp S construta desfasurata-41 mp; Clădire statie pompe incendiu,an edificare 1979
Al 12	307809-C12	construcții industriale sl edilitare	111	Cu acte	5 construita la sol 111 mp; 5. construta desfasurata:! 11 mp: BazinfRezervor apa ncendiu) subteran, an edificare 1979
Al 13	307809-C13	constructi industriale si edilitare	453	Cu acte	5 construita la sol 453 mp, 5 constru ta desfasurata;453 inp Drum acces CET PE HIDROCARBURI N-E
Al 14	307809-C14	construcții industriale si edilitare	□in acte: 211 Masurata: 221	Cu acte	S. construita la sol 221 mp; 5. construta desfasurata:! mp, Rampa descărcare
Al 15	307809-C15	construcții industriale si edilitare	43	Cu acte	5 construita la sol 43 mp’ 5. construta desfasurata:43 mp. Casa pompe gospodar e păcură, regim inaltime P an edificare 1957
Al.16	307809-C16	construcții industriale si edilitare	202	Cu acte	5, construita la sol 202 mp, S. construta desfasurata:202 mp. Clădire statie pompe păcură, regim inaltime P an edificare 1979

Lungime Segmente

1} Valorile lungimilor segmentelor sunt obținute din proiecție In plan.

Punct început	Punct sfârșit	Lungime segment r(m)
1	2	3.743
3	4	2.105
5	6	3052
7	8	4.663
9	10	16.925
11	12	7.627
13	14	12.522
15	16	5.378
17	18	7.266
19	20	15.133
21	22	5.564
23	24	5.118
25	26	14.953
27	28	5.17
29	30	2.269
31	32	65.787
33	34	2.705
35	36	2.505
37	38	9.424
39	1	24.628

sunt

Punct început	Punct sfârșit	Lungime segment ₍-[m)
2	3	4.228
4	5	5.613
6	7	10.487
fi	9	32.165
10	11	12.505
12	13	2.499
14	15	30 08
16	17	7.587
18	19	07
20	21	6.127
22	23	12.241
24	25	0.513
26	27	2.561
28	29	1.376
30	31	17.012
32	33	38.817
34	35	5.2
36	37	11,791
38	39	4.082

Stereo 70 șl sunt rotunjite 1a 1 milimetru.

*** Distanța dintre puncte este formată din segmente cumulate ce sunt mal mici

Document care conține riale cu caracter personal. ptote,ate de prevedcnie Lrgi. fir 67

c □ M ts* ep»y »ncoi ro

Certific că prezentul extras corespunde cu pozițiile In vigoare din cartea funciară originală, păstrată de acest birou.

Prezentul extras de carte funciară este valabil la autentificarea de către notarul public a actelor juridice prin care se sting drepturile reale precum și pentru dezbaterea succesiunilor, iar informațiile prezentate sunt susceptibile de orice modificare, in condițiile legii.

S-a achitat tariful de 0 RON, pentru serviciul de publicitate imobiliară cu codul nr. 231.

Data soluționării, 16-05-2022

Asistent Registrator, Xxxx Xxxx

(parafa Ți semnătura)

Referent,

(parafa șl semnătura)

Of ciul de Cadastru s Publicitate Imobiliara ARAD

Nr cerere

'Ziua

luna

( T±iui _

Con venfica-»

ioiiIHIbdi

Biroul de Cadastru și Publicitate Imobiliară Arad

ANCPI EXTRAS DE CARTE FUNCIARĂ

PENTRU INFORMARE

Carte Fundară Nr. 307811 Arad

Semnat: cu semnătură electronica extinsa, cf. L

* r, : u.1 ! I 455/2001 si elDAS

A. Partea I. Desenarea imobilului

Nr. CF vechi 67661

Nr. topografic 5334/3, 5334/4, 5333/2, 5333/5, 5674/2/2

TEREN Intravilan

Adresa: Loc. Arad, Calea luliu Maniu. Nr 65*71, ]ud. Arad

Nr. Crt	Nr. cadastral Nr. topografic	Suprafața* (mp)	Observații / Referințe
Al	307811	9 470	imobil parțial împrejmuit cu gard de beton

Construcții

Crt	Nr cadastral Nr. topografic	Adresa	Observații / Referințe
Al.l	3O7811C1	Loc. Arap, Calea tuhu Maniu, Ni, 65-71, Jud. Arad	Nr niveluri l; 5 constru ta la sol 16 mp, ?. construita desfasurata.16 mp, rezervor spalare
Al.2	307811-C2	Loc. Arad, Caiea luliu Man:u, Nr 65*71, lud. Arad	Nr niveluri 1. 5 construita la sol: 279 mp, S construita desfasurata 279 mp, estacada conducte
Al 3	307811-C3	Loc. Arad, Calea luliu Maniu, Nr 65-71, Jud. Arad	Nr. niveluri 1 $ construita la sol;263 mp, S construita desfasurata:263 mp. 2 conducte
Al 4	307911-C4	i oc. Arad, Calea lufiu Maniu. Nr 65-71, Jud Arad	Nr niveluri 1. $ construita la sol;32 mp. 5 construita desfasurata:32 mp; atelier dulghetie (ciad re m stadu avansat de degradare)
Al 5	307811-C5	Loc Arad, Ca ea luliu Maniu. Nr 65 7 v Jud Arad	Nr niveluri!; S. construita la soi:47 mp 5. construita desfasurata:42 mo; linie cale ferata uzinala
A1.6	307811 C6	Loc Arad, Ca ea luliu Maniu, Nr. 65 71, Jud. Arad	Nr niveluri'l; 5. construita la sot;256 mp S. construita desfasurata.256 mo; linie cale ferata uzinala
Al.7	307811 C7	Loc Arad. Calea luliu Maniu, Nr. 65-71. Jud. Arad	Nr. niveluri 1; 4. construita la so\|:i21 mp 5. construita desfasurata.221 mp; linie cale ferata uzinala
Al B	307811-C8	Loc Arad, Calea luliu Maniu. Nr. 65-71, jud. Arad	Nr niveluri.1, 5. construita fă sol.12 mp 5 construita desfasurata:12 mp; decantor
Al.9	307811-C9	Loc Arad. Calea luliu Maniu. Nr 65-71, Jud. Arad	Nr niveluri;!; $. construita la so ;4 mp, 5 constru ta desfasurata:4 mo; bazin
Al 10	307811-CI0	i oc Arad. caiea iufiu ManiurNr.- 65-71, Jud. Arad	Nr.- niveluri:i; -S. construita la soL!3. mp. S. ccnstruita desfasurata. 13 mp; bazin
Al 11	307811-C11	loc Arad Calea luliu Maniu, Nr. 65-71, jud. Arad	Nr. niveluri.1: 5. construita la soi:5 mp. $. constru ta desfasurata:5 mp; cabina poarta
Al 12	307B11-C12	Loc Arad, Cafea luliu Maniu Nr €5-71. lud. Arad	Nr niveluri;!; S. construita la sol:3 mp. S. construita desfasurata 3 mp; WC
Al 13	307811-C13	Loc Arad, Cafea luliu Maniu, Nr. 65-71, jud Arad	Nr. niveluri 1; 5. construita la sotiaj mp; S. construita desfasurata. 143 mp- clădire CAF
Al 14	307811-C14	Loc Arad, Calea lultu Maniu, Nr. 65-71. ud Arad	Nr niveluri i; S. construita ia $ol:66l mp; 5. construita desfasurata.661 mp clădire CAF
Al 15	3O7811-C15	Loc Arad Calea luliu Maniu, Nr 65-71, ud. Arad	Nr. mveîurt.l; 5. construita la so!:1072 mp 5 construita desfasurata. 1072 mp turn răcire
Al 16	307811-C16	Loc. Arad. Calea luliu Maniu. Nr. 65-71, jud. Arad	Nr. niveluri!; S. construita fa soi:258 mp, 5. construita desfasurata.258 mp, depozit chimicale
Al 17	307B11-C17	Loc. Arad calea luliu Maniu, Kr. £5-71 lud. Arad	Nr. niveluri:!; 5. construita la sol:55 mp; S, construita desfasurata:S5 mo; PL descărcare HCL
Al 18	307811-C18	Loc Arad Calea luliu Maniu, Nr 65-71, Jud. Arad	Nr niveluri:!; S. construita la sol:60 mp, S. construita desfasurata:60 mp; magazie sare
Al 19	307811-C19	Loc Arad Calea luliu Maniu Nr 65 71 Jud. Arad	Nr. niveluri 1, S construita la sol:33 mp- drum
Al.20	307811-C20	loc Arad Calea luliu Maniu, Nr 65-71 lud Arad	Nr. niveluri:!; S. construita la sol:B5 mp; S. construita desfasurata:85 mp; drum

B. Partea II. Proprietari șl acte

înscrieri privitoare la dreptul de proprietate și alte drepturi reale

Referințe

14469 / 01/09/2004

Lege nr 834/1991,

_R1 IIntabulate "drept de PROPRIETATE cu titlul de atestare in baza HG<T n^¹-¹ ■'^B io |834/1991, dobândit prin Lege, cota actuala 1/1

/ / L-ffr ...

Document care conține date cu caracterpersonal protejate de prevederile Wr 677/20fJ £ayfna 1 dtn 5

Carte Fundară Nr. 307811 Comuna/Oraș/Munidpfu Arad
înscrieri privitoare la dreptul de proprietate șl alte drepturi reale		Referințe
	1) S.C. C.E.T. HIDROCARBURI S.A. ARAD
	OBSERVAȚII, (provenita din conversia CF 67661).
114871 / 22/11/2017
Act Administrativ nr. CF 307811, din 23/02/2016 emis de OCPI Arad;
B6	Intabulate, drept de PROPRIETATE cu titlul de atestare in baza HG 834/1991, in rangul inch.nr. 14469/01.09.2004, dobândit prin Lege, cota actuala 1/1	A1.2, Al 3 Al.4. A1.5, Al.6, Al.7 Al 0. A1.9. Al .10, Al 11. Al.12. Al. 13, Al 14, Al 15. Al 16, Al 17, Al. 18. Al.19, Al 20
	1) S.C. C.E.T. HIDROCARBURI S.A., CIF:26176052
597E	11 /13/05/2022
Act Notarial nr. 528, din 13/05/2022 emis de Xxxxxxx Xxxxxx Xxxxx;
B10	Intabulate, drept de PROPRIETATE cu titlul de cumpărare, dobândit prin Convenție, cota actuala 1/1	Al
	1) MUNICIPIUL ARAD. CIF 3519925, domeniu public

C. Partea III. SARCINI .

înscrieri privind dezmembrămlntele dreptului de proprietate, drepturi reale de garanție și sarcini

Referințe

NU SUNT ____ _ _ , __________

____

Document cure conține gate cu caracter personal, protejate de prevederile Legii Nr. 677/200!

Pagna 2 din 5

Anexa Nr. 1 La Partea 1

Teren

Nr cadastral	Suprafața (mp}⁺	Observații / Referințe
307811	9.470	imobil parțial împrejmuit cu gard de beton

• Suprafața este determ nată in planul de proiecție Stereo 70.

Da	te referitoare		a teren
Nr Crt	Categorie folosință	Intra vilan	Suprafața (mp)	Tarla	Parcelă	Nr. topo	Observații / Referințe
1	curți construcții	DA	9.470	-	*	5334/3

Date referitoare la

Crt	Număr	Destinație construcție	Supraf. (mp)	Situație juridică	Observații / Referințe
Al 1	307811-C1	construcții industr ale si edilitare	16	Cu acte	S. construita la sol:16 mp, 5 construita desfasurata 16 mp. rezervor spalare
Al 2	307811-C2	construcții industriale si edilitare	279	Cu acte	S. construita la sol 279 mp. S. construita desfasurata 279 mp; estacada conducte
Al.3	307811-C3	construcții industriale si edilitare	263	Cu acte	S construita la sol 263 mp S. construita desfasurata 263 mp, 2 conducte
Al 4	307811-C4	construcții industriale si edilitare	32	Cu acte	5. construita la sol:3i mp; S construita desfasurata*32 mp, atelier dulgherie (clădire in stadiu avansat de degradare)
Al.5	307811-C5	construcții industriale si edilitare		<u acte	S. construita la sol.42 mp S construita desfasurata 42 mp, linie cale ferata uzinala
A1.6	307811-C6	construcții industriale si / edilitare f	10 IA	CuĂ	S. construita la sol 256 mp, S. construita desfasurata 256 mp, linie cale ferata uzinala

Pagina 3 din 5

Document care cortine date cu caracter personal prob

_{de p^edanlț^gii^ ^77/2001

Crt	Număr	Destinație construcție	Supraf. (mp)	Situație juridică	Observații / Referințe
AL.7	307811-C7	construcții industriale si edilitare	221	Cu acte	5. construita ia sol 221 mp, 5 construita desfășurată 221 mp, linie cate ferata uzinala
Al.H	307B11-C8	construcții industriale si edilitare	12	Cu acte	S. construita la sol 12 mp; S. construita desfășurată 12 mp, decantoi
A1.9	307B11-C9	construcții industriale si edilitare	4	Cu acte	S. construita la sol:4 mp; 5. construta desfășurată *4 mp; bazLn
Al. 10	307811-C10	construcții industriale si edilitare	13	Cu acte	S. construita la sol. 13 mp; 5 construita desfasurata:13 mp,- bazm
AL.11	307811-C11	construcții Industriale si edilitare	5	Cu acte	S. construita ia sol'S mp; S. construita desfasurata:5 mp, cabina poarta
AL.12	307811-C12	construcții industriale si edilitare	3	Cu acte	5. construita la sol 3 mp; S. construita desfasurata.3 mp WC
Al.13	307811-C13	construcții industriale si edilitare	143	Cu acte	S. construita la sol 143 mp; S. construita desfasurata.143 mp. clădire CAF
Al.14	307811-C14	construcții industriale si edilitare	661	Cu acte	S. construita ia sol.661 mp; S. construita desfasurata;661 mp. clădire CAF
Al.15	307811-C15	construcții industriale si edilitare	1,072	Cu acte	S. construita la sol.1072 mp; S construita desfășurată 1072 mp, turn răcire
Al.16	307811-C16	construcții industriale si edilitare	258	Cu acte	5. construita la sol 258 mp, S. construita desfasurata:258 mp. depozit chim cale
AL.17	307811-C17	construcții industriale sf edilitare	55	Cu acte	S construita la sol.55 mp; S construita desfasurata:55 mp. PL descărcare HCl
AL.18	307811-C18	construcții industriale si edilitare	60	Cu acte	S. construita la sol:60 mp, S construita desfasurata:60 mp. magazie sare
AL.19	307B11-C19	construcții industriale si edilitare	33	Cu acte	5. construita la sol 33 mp; drum
Al. 20	3O7811-C20	construcții industriale si edilitare	85	Cu acte	S. construita la sol 05 mp; S. construita desfasurata:85 mp, drum

Lungime Segmente

1 ) Valorile lungimilor segmentelor sunt obținute din proiecție tn plan.

Punct început	Punct sfârșit	Lungime segment
1	2	4.052
4	5	1.184
7	8	19.389
10	11	32.456
13	14	3.751
16	17	5.064
19	20	30.98
22	23	3.903
25	26	5.52
28	29	4.697
31	32	1.695
34	35	2.286
37	38	0,562
40	41	7.644
43	44	1,572

Punct început	Punct sfârșit	Lungime segment
2	3	1.239
5	6	15.299
8	9	16.462
11	12	13.319
14	15	4.005
17	18	2.978
20	21	7.915
23	24	0.453
26	27	2.832
29	30	10.51
32	33	4.103
35	36	0.317
38	39	7.542
41	42	19.296
44	45	1.635

Punct început	Punct sfârșit	Lungime 1 segment
3	4	0.963
6	7	24.794
9	10	25 122
12	13	22.217
15	16	4,742
18	19	14 833
21	22	23.363
24	25	8.118
27	28	3.19
30	31	5.892
33	34	2.239
36	37	2.846
39	40	13.412
42	43	6 052
45	46	87.704

Document care rcnpne date cu caracter personal prote.ate de prevederile Legii^.r^77/7H01

F*t Mi* m itr 3 or4 'W Ir Mffs.i ppay ar.cp ro

Pagina 4 din 5

Punct	Punct	Lungime	Punct	Punct	Lungime	Punct	Punct	Lungime
început	sfârșit	segment	început	sfârșit	segment	început	sfârșit	segment
46	47	60.705	47	48	1.553	48	49	2.278
49	50	1.478	50	51	1.623	51	52	12.607
52	53	2.478	53	54	12.532	54	55	2.191
55	56	1.483	56	57	3.534	57	58	1.557
59	59	1.003	59	60	2.542	60	61	4.689
61	62	8.0	62	63	3.402	63	64	22.255
64	65	25.239	65	66	24.877	66	67	29.82
67	68	22.087	68	69	1.87	69	70	4.441
70	1	4.149

** Lungimile segmentelor sunt determinate în planul de proiecție Stereo 70 șl sunt rotunjite la 1 milimetru. ^M Distanța dintre puncte este formată din segmente cumulate ce sunt mal mld decât valoarea 1 milimetru.

Certific că prezentul extras corespunde cu pozițiile in vigoare din cartea funciară originală, păstrată de acest birou.

Prezentul extras de carte funciară este valabil la autentificarea de către notarul public a actelor juridice prin care se sting drepturile reale precum și pentru dezbaterea succesiunilor, iar informațiile prezentate sunt susceptibile de orice modificare, in condițiile legii.

S-a achitat tariful de 0 RON, pentru serviciul de publicitate imobiliară cu codul nr. 231,

Data soluționării, 16 05-2022

Data eliberării, / /

Document care conține aste cu caracter penonal. ptote/ate ele prevederile Legii Nr 677/2001.

Pagina 5 din 5

L;.i »sc nfat rais cr-l.ro j Mtrvț epay.ancpi.to

Nr. înregistrare Data______________________

CERERE AVIZE

De gaz Grid SA Pandurilor 42 540554 Tirgu Mureș

□ Aviz de amplasament

pentru acordarea avizului în vederea autorizării executării construcțiilor amplasate în vecinătatea obiectivelor/sistemelor, aflate în exploatarea Detgaz Grid

Președintele Consiliului de

Administrație

Xxxxxx Xxxxxx

□ Aviz de principiu

pentru acordarea avizului de principiu necesar întocmirii documentației pentru

Faza PAT a. PUG o, PUZo. PUD □, SFa, alta

Directori Generali

Xxxxxx Xxxxxx, DG

Mlhațla Lorrdana Cazacu (adj.J

Xxxx Xxxxx Evpiu (adj )

Pttrt Stoian (id<)

□ Aviz de traseu

Pentru lucrăn ale OSD GN (extinderi, ICB-uri etc.)

□ Prelungirea avizului nr.

(împreună cu Avizul pentru care se solicită prelungirea - în original.

Plan de situație cu rețeaua trasată care a însoțit avizul original - în original.)

Sediul Central: Târgu Mure;

CUI: 10976687

Atribut fiscal: R0

I26/326/O8.C6.20O0

1.Solicitantul <■

Banca Tirgu Mureș

IBAN

RO11BRDE270SV275404127O0

Capital Social Subscris ți Vărsat 773J57 777,50 RON

(pentru persoane juridico se va compiall ți numele reprezentantului legal)

cu domiciliul/sediul in, str, nr jud /sectar X, teVfax-solicitâ acordarea avizului in vederea autorizării executării construcției

mp ml™ /P wcm,

(descrierea lucrării)

de pe strada / , nr/C/-?*/. din localitatea

județul ________

amplasată în vecinătatea obiectivelor/sistemelor

2 Date de contact:

a) □ aceleași cu cele ale solicitantului avizului,

b E reprezentant solicitant (In această situație se vor completa obligatoriu dalele de ident licăre de mal jos)

tel/fax_^M|MBm______ ^e'^mail ' r>S-

3. Destinatarul facturii șl plătitorul va fi:

a) □ același cu solicitantul avizului
b) D altul (in această situație se vor comp eta obligatoriu datele de Identificare de ma jos)

(pentru persoane juridice se va comțSe'z ți numele reprezentantulu. legal)

cu sediul/domlciliul in, str. nr, jud /sector. tel/fax

4. Documente care se anexează la cerere*:

- Copie de pe CI/BI/ Certificat de înmatriculare al societă|ii*‘ (după caz),-1 exemplar
- Copie de pe certificatul de urbanism în termen de valabilitate sau document înlocuitor -1 exemplar;
- Plan de încadrare în zonă la scară - 2 exemplare.
- Plan de situație la scara 1.500 sau 1 1000, care să cuprindă amplasarea construcțiilor în perimetrul propus, precum și drumurile de acces aferente (pentru lucrări care se desfășoară pe distante mari - de exemplu construcții/modemizări/reabilitări autostrăzi, drumuri etc se vor depune planuri de situație la scara 1 500 sau 1 1000 numai pentru zonele în care se identifică existența rețelelor de distribuție gaze naturale) - 2 exemplare,
- Memoriu tehnic privind lucrarea de construcție pentru care se solicită avizul*** (după caz) -1 exemplar
■ In carunjustificate, pentru elaborarea avizului de amplasament, operatorul SD poate solicita documente suplimentare

"în cazul in care plătitorul este altul decât beneficiarul se va depune copie BI/CI/ Certificat înmatriculare șt pentru acesta

*** Pentru lucrările de investiții infrastructură sau alte lucrări de amploare

Semnătura:

Tarifele pentru emiterea avizului de amplasament sunt în funcție de lungimea rețelelor de gaze naturale existente""', trasate pe planul de situație in perimetru! propus studiului astfel

- pentru lungimi de conductă până ia lOOm, Inclusiv:lei/aviz;
- pentru lungimi de conductă mai mari de 100m:iei + lei/m suplimentar pentru ceea ce depășește 1Q0 m.

Tariful pentru emiterea avizului de principiu"" ~ faza PUD sau SF este de lei/aviz.

Emiterea avizului de traseu NU se tarifează.

“"Avizul fără condiții și avizul de principiu pentru fazele SF/PUD se tarifează cu tariful

minim

Pentru solicitările de prelungire avize se percepe tariful conform lungimii reale de conductă din avizul inițial.

Conform Legii 302/2015 pt modificarea ahn(3) al ari 56 din Legea 350/2001 pnvind

amenajarea teritoriului și urbanismul Avizarea documentațiilor de interes general - toate^ q fy categoriile din domeniul amenajăm teutonului, precum și din domeniul urbanismului, inibă^^^ de autoritățile și instituțiile administrației publice - se face fără perceperea de taxe și/

DELGAZ

grid

Nr. înregistrare

Data_____________________

CERERE

Delgaz Grid SA Pandurilor «2 540554 Tlrgu Mureș

pentru acordarea avizului în vederea autorizării executării construcțiilor amplasate în vecinătatea obiectivelor/sistemelor, aflate în exploatarea Delgaz Grid

Președintele Conși'iulM de

Administrație

Xxxxx Xxxxxxxxx

Director: Generali Xxxxxx Xxxxxx, OG Xxxxxx Xxxxx Xxxxxx (adj.) Xxxxx Xxxx (adj }

1.Solicitantul

PRIMĂRIA ARAD - PRIN SC CET HIDROCARBURI SA ARAD

Cp*mm ptnoine Juridice w va completa și numele reprezentantului legal)

cu domiciliul/ sediul în ARAD, REVOLUȚIEI

nr 75 jud. /sector_________ARAD__________, tel/fax__________0257/28 tB5Q ________,	Sediul Central: Târgu Mureș
solicită acordarea avizului în vederea autorizării executării construcției:	CUI: 10976687 Atribut fiscal: R0
STUDIU DE FEZABILITATE - “SURSA DE PRODUCERE ENERGIE TERMICA SI ELECTRICA	J26/326/O8.C6.200O
PRIN COGENERARE DE ÎNALTA EFICIENTA " LA SC CET HIDROCARBURI SA ARAD
(descrierea lucrării)	IBAN R011BRDE270SV27540412700
de pe strada_____IULIU MANIU_____₍ nr. 65~71 , din localitatea_________ARAD___j județul________ARAD	Capita¹ Social Subscris și Vărsat 773 257 777.50 R0H

amplasată in vecinătatea obiectivelor/sistemelor.

2 Date de contact:

a) Q aceleași cu cele ale solicitantului avizului,
b) 0 reprezentant solicitant (in aceastâ situație, se vor completa obligatoriu datele de identificare de mai jos)

DIRECTOR GENERAI., Xxxxxxx Xxxxxx₍

tel/fax 0257/280788, e-maii xxxxxxx@xxxxxxxxxxx

3. Destinatarul facturii ți plătitorul va fi:

a) C același cu solicitantul avizului,

b)0 altul (in aceasta situație, se vor completa obligatoriu datele de identificare de mai jos): Ș2CETHIDROCARBURIȘA ARAD

(pentru persoane iundnc ie va complet* p numele reprezentantului legal)

cu sediui/domiciliul in ARAD, str._______IULIU MANIU jud /sector ARAD, tel/fax______0257/280788

4. Documente care se anexează la cerere*:

Copie de pe CI/Bl/ Certificat de înmatriculare al societății** (după caz);- 1 exemplar

Copie de pe certificatul de urbanism In termen de valabilitate sau document înlocuitor - 1 exemplar,-

Plan de încadrare în zonă la scară ■ 2 exemplare;

Plan de situație la scara 1:500 sau 1:1000, care să cuprindă amplasarea construcțiilor in perimetrul propus, precum ți drumurile de acces aferente (pentru lucrări care se desfășoară pe distanțe mari ■ de exemplu: construcții/modernizări/reabilitări autostrăzi, drumuri etc, se vor depune planuri de situație la scara 1:500 sau IriOOO numai pentru zonele In care se identifică existența rețelelor de distribuție gaze naturale) - 2 exemplare,-

Memoriu tehnic privind lucrarea de construcție pentru care se solicită avizul'*' (după caz) - 1 exemplar.

■ In cazuri justificate, pentru elaborarea avizului de amplasament, operatorul SD poate solicita documente suplimentare.

"In cazul in care plătitorul este altul decât beneficiarul, se va depune copie Bt/CI/ Certificat înmatriculare șl pentru acesta.

^m Pentru lucrările de investiții Infrastructură sau alte lucrări de amploare , .

Semnătura:

Tarifele pentru emiterea avizului sunt in funcție de lungimea rețelelor de gaze natimie^l£xfS tente, trasate pe planul de situație, în perimetrul propus studiului astfel:

• pentru lungimi de conducta până la lOOm, inclusiv: . . lei/aviz;
- pentru lungimi de conductă mai mari de 100m:lei * lei/m suplimentar pentru ceea ce depășește 100 m.

Prin semnarea prezentei cereri confirm ca am consulat varianta Online a Notei de informare cu privire la prelucrarea datelor cu caracter personal, ce conține printre altele, informații referitoare la scopul și temeiul prelucrării!, durata prelucrării, drepturile mele, măsuri de securitate, reclamații etc.

Semnătura:

Stimate client.

Confidențialitatea datelor dumneavoastră cu caracter personal reprezintă una dintre preocupările principale ale DELGAZ GRID SA („DELGAZ") cu sediul în Bd. Pandurilor nr. 42, et. x, xx xxxxxx, Târgu Mureș, România, în calitate de operator de date. DELGAZ urmărește în permanență asigurarea prelucrării datelor dumneavoastră in strictă conformitate cu principiile privind protecția datelor cu caracter personal.

Prezenta informare vizează datefe dumneavoastră cu caracter personal colectate/primite de DELGAZ prin diverse canale de comunicare. Conform prevederilor legale, prin date cu caracter personal se înțelege orice informații privind o persoană fizică identificată sau identificabilă. In concret, prin conceptul de persoană identificabilă se înțelege acea persoană care poate fi individualizată, direct sau indirect, în special prin referire la unul din elementele următoare: nume, un număr de identificare, date de localizare, un identificator Online sau la unul sau mai multe elemente specifice, proprii identității sale fizice, fiziologice, genetice, psihice, economice, culturale sau sociale.

Mai jos, vă facem cunoscute modalitățile prin care sunt sau pot fi prelucrate datele dumneavoastră în contextul relației contractuale cu DELGAZ, precum și mecanismele practice prin care va puteți exercita drepturile cu privire la astfel de prelucrări.

Scopul și temeiul prelucrării: DELGAZ prelucrează datele dumneavoastră pentru următoarele scopuri:

(i) pentru îndeplinirea obligațiilor legate care incumbă în sarcina DELGAZ în contextul serviciilor prestate, inclusiv pentru procesarea solicitărilor dumneavoastră formulate sau efectuareaverificărifor șiformaiităților aferente desfășurăriLactivităților/ operațiunilocd distribuție de către DELGAZ
(ii) pentru desfășurarea activităților/ operațiunilor de distribuție de către DELGAZ, care pot include și activități de profilare (ex. istoric de consum, zonă geografică), inclusiv în scopul corespondenței cu dumneavoastră, precum și protejării oricărui interes legitim al DELGAZ, pe cale administrativă sau judiciară, primirii și gestionării solicitărilor dumneavoastră, precum și conformării cu cerințele legale privind arhivarea

Pentru orice alte informații cu privire la modul de prelucrare a datelor dumneavoastră cu caracter personal (inclusiv pentru a vă exercita drepturile de mai jos), vă puteți adresa DELGAZ la DELGAZ GRID SA SA, Bd. Pandurilor nr. 42, et. x, xx xxxxxx, Târgu Mureș, România si/sau la telefon 0800 800 900/ 0800 800 366, Fax 0265 200 367 și/ sau la adresa de e-mail: serviciidienti@eon-romanîa.ro.

Monitorizarea respectării cerințelor legale in privința prelucrării datelor cu caracter jjersonal este asigurată inclusiv de către responsabilul cu protecția datelor desemnat, căruia scrie la: xxxxxxxxxxxxxxxx@xxxxxxxxxxxxxx. / */ -¹

Dezvăluirea către terți: In cursul prelucrării, DELGAZ poate dezvălui datele dumneavoastră către afiliații sau partenerii săi contractuali (inclusiv în contextul unor posibile proiecte tfe-fpziunf, divizări și achiziții, vânzare de acțiuni sau active și alte operațiuni similare), persoane

împuternicite care prelucrează datele dumneavoastră cu caracter personal pe seama DELGAZ, precum și către auditori sau consultanți, în limita în care dezvăluirea este necesară îndeplinirii scopurilor de mai sus. De asemenea, in cazul în care există o cerință legală, datele dumneavoastră pot fi dezvăluite către autorități sau instituții publice.

Transferul în străinătate: Datele dumneavoastră pot fi transferate in afara României, în statele membre UE sau in afara UE, către societățile afiliate sau către diverși împuterniciți ai DELGAZ. Puteți primi mai multe informații privind transferurile de date în și în afara UE (inclusiv privind statele de destinație, garanțiile corespunzătoare), accesând următorul link:

https://www.delgaz-grid.ro/ro/protectia-datelor.html

Furnizarea datelor cu caracter personal Furnizarea datelor dumneavoastră cu caracter personal este necesară pentru ca DELGAZ sa poată gestiona solicitările dumneavoastră cu privire la încheierea sau executarea contractului de furnizare DELGAZ Refuzul furnizării datelor cu caracter personal va avea drept consecință imposibilitatea beneficierii de serviciile de mai sus.

Durata prelucrării: Datele dumneavoastră vor fi prelucrate de DELGAZ pe toata durata contractului și, ulterior, pe durata și în măsura cerută de prevederile legale în vigoare.

Drepturile dumneavoastră: Aveți dreptul de a accesa datele dumneavoastră, de a interveni sau solicita ștergerea sau restrângerea folosirii datelor dumneavoastră, precum și dreptul de a va opune unor prelucrări ulterioare ale acestora, in condițiile și limitele prevăzute de lege. De asemenea, aveți dreptul de a nu fi supus unor decizii individuale cu caracter automat

Portabilitatea: începând din 25 mai 2018, aveți dreptul de a solicita: (i) să vă fie transmisă, într* o formă structurată și ușor de accesat în mod electronic, datele cu caracter personal pe care le-ațl furnizat către DELGAZ, sau (ii) în măsura în care este tehnic fezabîl, să transmită unui alt operator de date cu caracter personal datele pe care le-ați furnizat DELGAZ

Măsuri de securitate a datelor: DELGAZ va aplica in utilizarea datelor dumneavoastră măsurile tehnice și organizatorice necesare in vederea asigurării securității acestora, protejării împotriva distrugerii accidentale sau ilegale, modificării, dezvăluirii sau accesului neautorizat.

Redamații: In cazul în care considerați că răspunsul DELGAZ la solicitarea dvs. cu privire la modalitatea de prelucrare a datelor dvs. nu soluționează in mod satisfăcător petiția dvs., vă informăm că aveți dreptul de a vă adresa Autorității Naționale de Supraveghere a Prelucrării Datelor cu Caracter Personal sau direct instanțelor de judecată

Echipa DELGAZ

i P

|« )MA\TA

n Dl țl 1 AR \D

PRIMĂRI X Ml NK’IPII i.i I \R XI)

Nr. 52745 din 04.07.2il22

PMA-A M2

CERTIFICAT DE URBANISM

din U nu. am

hi scopul:

S1 l’DtU DE FEZABlI.l IA IE -Sursa de producție energie termica si electrica prin eogenernre de înalta eficienta

Cu urmare a cererii adresate de MUNICIPII L ARAD PRIN SC CET HIDROCARBURI SA pers. juridica cu sediul in județul ARAD, municipiul ARAD, salul . sectorul . cod pontai B-du1. REVOLUȚIEI . nr 75 bloc . se , etaj. ap.. telefon . e-mail. înregistrată la nr. 52745 din 04.07.2022

pentru imobilul ■ teren șiAau cmiitrucții - silitul in județul ARAD municipiul ARAD satul. sectorul , cod poștal . Culca 1L Xxx Xxxxx . nr. 65-71 bloc se , etaj. ap. sau identificat prin ( F 307809,359603 si 307811.

I OP; 3O78O9-C73078O9-C15,307809 C16,359603. 307811-C14

în temeiul reglementărilor documentației de urbanism nr faza PLG. aprobată cu hotărârea Consiliului Local ARAD nr. 502 2018 .

în eonlormitatc cu prevederile I egii nr. 50 1991. privind autnn/area executării lucrurilor de construcții, eu modificările și completările ulterioare.

SI- CERTIFICĂ;

T. RECtMIT "H-RHHt

Icter intravilan preopricLilea miiusipi ut Xnid.

2. RK.IMl L ECONOMIC
3. IU GIMl LTEHMC

lureu in suprafața de 952.mpiuci:t. l .1. .itPKdOk 17iH)m|Ucnnf. U.l ;i QlrOmptimnf (, J 3il7SI I j. situ.it' ir.

i IR 5 a coiibnmiiaieeti Rcgiilamentriî afetcni PI ti

1 chipare eu uriliiatit tipa, canalizare. energie electrica, gaze naturale, telefonie

Imeslilia dezvoltata in doua tmpe -Et. I Cazrutv pentru producția de căldură: Et x Sursa de producție energie electrica si termica prin cogencrare- ațe următoarele componente principale: Clădire pt. blocul energetici Bl l linia pt ctzanc de apa lîerbmief CAF). Hala pentru uniune de cogenerarc cu biotnasa. Sala pompelor. Acumulator de căldură. C amert electricii si titihtaîi instalații.

Se va prezenta Plan de situație pe suport topografie iniocmit în conformiuue cu legea tu.ăd |W| rep \nexa m I ( milinutu) Cadru (vecinătăți. distantele tata de proprietățile învecinate). vizat de eatte O.C P I Vad Pentru SF se vor obține următoarele avize: SC Compania de Apa Arad SA. Delgaz Grid SA Lne] Distribuție Banal S \ Direcția de Sinatate Publica a Județului Vrad. Acordul Agenției Naționale de Imbunatattn I unitare - I Huila I e itoriala du Îmbunătățiri Etmcime I imis - Mureș Inferior. Cniuuea de Administrare Arad. Av iz S C. Ci I Hidrocarburi Vad S A Avizele au fost stabilite in cadrul ședinței Comisiei de Acord (mic din data de 07.07 2022

Prezentul certificai dc urbanism POATE fi utilizat, in scopul declarat pentru Întocmire SF "Sursa de producție energic termica si electrica prin cogcner.ire dc înalta eficienta¹¹

Certificatul de urbanism nu ține loc dc autorizație de constniire/desființorc

A nu conferă dreptul de b executa lucrări dc constiue(ii

4. OBLIGAȚII ALE TITULARUL! I CERTIFICATULUI DE URBANISM:

în scopul elaborării documentației pentru autorizarea executării lucrărilor de construcții - de cmisiruire de desființare - solicitantul se va adresa autorității competente pentru protecția mediului' Agenția pentru Protecția Mediului .ARAD Splaiul Mureșului F.N.

în aplicarea Directivei Consiliului 85‘337'CFJ: (Directiva EIA) privind evaluarea efectelor anumitor proiecte publice și private asupra mediului, modificată prin Directiva Consiliului 97 II CE și prin Directiva Consiliului și Parlamentului European 2003 '35'CE privind participarea publicului la elaborarea anumitor planuri _?i programe in legătură cu mediul și modifienreu. cu privire la participarea publicului și accesul la justiție a Directivei 85 3,7 CI I și n Directivei 96'61'CE. prin certificatul dc urbanism se comunică solkiumiuhii obligația de a contacta autoritatea teritorială de mediu pentru ca aceasta să analizeze și să decidă, după caz încadrarea neincudrarea proiectului investiției publice priv nte in lista proiectelor supuse evaluării impactului asupra mediului

în aplicarea prevederilor Directivei Consiliului 85 337 CEI:. procedura de emitere a acordului de mediu se deslkșomâ după emiterea Certificatului dc urbanism, anterior depunerii documentației penln auiori/urca cveeuiătti Iu.rarilor Je construcții la autoritatea administrației publice competente

în vederea satbfnvetti ceimțvl"r cu pmiie la piOLedura d. emiter.- -i :i.-udului de mciliu autoritataii Ci mpeteiiră pentru pi 'lecția mediului oabiic^tc iuu’umisnm! asigurării consultaiii publice, centralizării onijunilor publicuiu: și formulării unui punct de vedere oficial cu privire la realizarea mvc'iiției în acord m rc/iib H.'le consultării publice

în a^-ste condiții:____________________________________________________________

l mpa pnmue.i prezentului C errincat de urbanism H 11 4 AR' II are obligația k ti sv pr.zenva la amurirueii compet! h* pentru protecția niiduilm io vedeiea evaluării inițiale a invcs'ilim ți stabilirii necesității

i valoaifi dietelor acedeia asupra metilului in imn» evaluării inițiale n imetuțid șr t t emite actul Ktmtiusiinttv a) amnritaiii conipetcitk peimu protecția mediului____________________________________ in situația m mre animimieu nimpei.'iită pentru proiecția mediului stabilește ni-icsnatea evaluării

efectelor investiției asipir.t mediuiui si In. tumul aie obligația țk a nmiliva a est tapl iitm»ntrtțH administniției publice competente cu (’i ivire la mciițit cica cuviii petitiu nrnoti-arca itu mării ______________________________________________ lucrărilor de euastrucțit. ___।

In situați i in caic după umiieiea reiiifu aiului dv urbanisn ori pe parcursul derulării pntcwlmii ik-ev.ilimre a ciectafoi invc.-uiiei asupra mediului Solicitantul renni.ta la înienția dc i'.altz.ire a mc‘oiți£

I acesia iire oldi;:ația ik lⁿⁱbb«-c

i'MA-A4-t2

5. CEREREA DE EMEIERE \ Al I (IRIZAȚIEI DL ( ONSTRI‘IRE/DESFJSTARE mi fi însoțită de următoarele documente:

a) certificând de urbanism:
b) dovada Liltului asupra imobilului teren țî 'iui construcții sau. după caz. extrasul de plan cadastral actualizat la zi fi extinsul de carte linte iară de informare actualizat la zi. în cazul iii cure legea nu dispune altfel (copie legalizatei: Lan utorizaic se va prezenta extras tic Curte Funciara, original, ac luai izu t
c) documentația tehnică - D.T„ după ca/^-

□ D.I.A.C. □ D m.E. □ DLA.D.

df Avizele și acordurile stabilite plin cerii ficatul de urbanism.

<i I Av tze și acorduri pro ind mitiiățde urbane șt infrastr actura:

O niimentare cu apa

□ gaze naturale

CI telefilme

Q salubritate

CI transport urban

□ sănătatea populației

□ canalizare

O alimentare eu energie electrica

□ alimentare cu energie termica

d.2. Av ize și acorduri prii ind:

□ securitatea la incendiu CI protecția civ i Iii

d.3. av i/ete acordurile specifice ale administrației publice centrale și’smi ale serv iciilor descentralizate ale acestora:

d.4. Studii de specialitate:

e) Actul administrativ al autoritarii competente pentru proiecția mediului;

fi Dovada priv ind aehiltuea laxelor legale.

Doc u mente le de plata ale următoarelor taxe t copie):

Prezentul certificat de urbanism are valabilitate de 24 luni de la data emiterii.

ARHlilfl ȘFF \rh I mi'nm Sorin Cim iriu

\eltil ii avu te * .ci ea d nm chitanței seria - m. - 4m -. tavă de urgenț i RO\ sWaxă ț'^mm av izaiea v ertificatului de ¹ r im->i‘! ,k _.itr * v m.^ia de t rbam-il o Vinenajarc a I criterii lui ir \ al rrc de fit »S opri', m chitanței scita tu din Hz -eu 1 untifum de uibamau a fo-a înmauL soliciumnihii direct prin p istă la dmad.

f oSSILIFR .11 R1DK . diana l'a^ală'.i

IXTOCMI F.

Ing. 1 iviu Hulit

in eonlormitatc cu pteiedc-rilc legii nr.50'1991 pricind miloa/arca executări* Inerțiilor de cniKriușii. eu modtficănle ți completările ulterioare

Si PRI IINGEȘFf X X! ABILI I A l E\ CERFIMCATULl I DF URBANISM

tic ia daU de

pana la data de _____________________

După aceasta data, o noua prelungire a ' alabtlilatii nu este posibila solicitantul unnand sa obținu în condițiile legii, un al¹certificat de tirb-tn ist»

PRIMAR.

SEC RETAR GENERAU

ARHITECT ȘEF.

Dala prelungirii \ afabilității___

Achitat taxa de _________ ___lei conform chitanței nr _______________ din l ransmis solicitantului la data de direct prin poștă.

MEMORIU JUSTIFICATIV

In vederea obținerii avizelor cerute prin Certificatul de Urbanism nr. 1214 din 14.07.2022

Beneficiar: MUNICIPIUL ARAD prin SC CET HIDROCARBURI SA

Denumire proiect: Sursa de producere energie termica si electrica prin cogenerare de înalta eficiență

Faza de proiectare : Studiu de Fezabilitate

Consultant proiectant: SC. PROARCOR SRL,

Cluj Napoca, Str. Fabricii nr. 2,

I. Date specifice proiectului

Obiectiv

UAT Arad va dezvolta pe amplasamentul actual al CETI I surse noi de producție energie termica si energie electrică cu utilizarea gazului natural și a biomasei lemnoase implementând următoarele surse noi:

Obiecte principale:

- Instalație de cogenerare de înaltă eficiență cu motoare pe gaz cu capacitatea electrica nominala de 31,2 MWe (obiect I), denumit în continuare Ucog. 1, inclusiv stația electrică aferentă;

Centrală termo-elcctricâ pe biomasă cu capacitatea electrica nominala de 1.8 MWe (obiect 2), denumit în continuare Ucog. 2

Obiecte secundare:

~ Acumulator de căldură atmosferic având un volum brut de 9500 mc

- Stații de pompare termoficare
- Auxiliare aferente stației de tratare a apei si degazor termic pentru termoficare
- Stație electrică și sistem de control distribuit

Toate echipamentele noi propuse vor avea tehnologie de ultima generație, flexibile si adaptate Ia cerințele SACET.

Echipamentele si construcțiile aferente noii capacități de producere a energici termice necesita retehnologizarc parțiala a rețelelor termice si edilitare existente pc amplasament prevăzut conform planului de amplasamenl.in vederea interconectării instalațiilor noi cu cele existente. In acest scop pentru toate echipamentele și instalațiile noi propuse se vor construi/ reabilita inclusiv rețelele și dotările tehnico-cdilitare, iar lucrările de instalații de infrastructură aferente se vor amplasa astfel încât sa favorizeze conexiunea acestora la rețea de termoficare si către utilitățile aferente existente, respectând totodată normativele tehnice si de mediu in vigoare.

II. Descrierea constructiv

Amplasament:

Intravilan CETII.

PROARCOR

CONSULTING

Obiectivele de investiție vor fi realizate pe terenul situat în Arad, str Neculce, identificat prin număr cadastral / cartea funciară nr. 307809-9522 mp, 359603-1700 mp, 307811-9470 mp, situat în UTR.5 în conformitate cu Regulamentul aferent PUG.

Din suprafața totală de-20.692 m2_Ț lercnul alocatproiecluluidc. investiție are o suprafață de aproximativ 18.000 m2. Terenul este împrejmuit parțial cu gard de beton, fiind mobilat cu clădiri și echipamente industriale ale centralei termoelectrice.

Terenul se află în proprietatea publică a Municipiului Arad și administrat de CET Hidrocarburi SA (CETH) Arad.

Accesul rutier la amplasament, pentru execuția lucrărilor, pentru exploatare, pentru accesul mașinilor de intervenție a pompierilor, se poate realiza fie din str Neculce, fie din str Voievod Moga. în imediata vecinătate a terenului se află o linie de cale ferată funcțională De asemenea, accesul la parcela alocată dezvoltării noii surse cu cazane se poate realiza din intejiuml incintei CETH. prin utilizarea accesului din bd. Nicolae Titulescu sau din Calea luliu Maniu.

SC PROARCOR SRL. Clui-Napocu Slr Fabricii Nr. 2, Ap. xx, Cod 400620 CI F: RO25510293

Reg.Com.J12/l020/2009

Email. pmaieur'rrA.ihiu» uim: Tel: 0264/414265

Utilitari

Toate clădirile din zona de amplasament a viitoarelor obiective propuse vor fi racordate la rețele publice de apa si canalizare existente pe amplasament.

Datorita combustibilului utilizat nu este necesar a sc asigura tratarea apelor uzate, inclusiv a apelor meteorice sau care provin din întreținerea sau funcționarea instalațiilor, din parcajele cu pericol de deversare produse poluante, circulații sau platforme tehnologice. Restul apelor meteorice considerate curate vor fi si ele obligatoriu canalizate cu dimensionarea pentru precipitații excepționale. Se va asigura iluminat pe zona de investiție.

Descriere constructivă

Din incinta centralei termoelectrice CFTH, vor fi utilizate următoarele capacități operaționale:

- Stația dc tratare chimică a apei STCA

Stația dc reglare măsurare SRM a gazului natural și instalația de utilizare existentă în amplasament Stația electrică 6/0,4 kV

Stația de pompare a agentului termic EP I

- Degazorul DT pentru tratarea termică a apei de lermoficare și grupul pompelor de adaos EPA Magistrala de termoficare RTF (rețeaua termică primară SACET)

Noua instalație dc producere a energiei termice va fi racordată la aceste obiective.

Pentru obiectivele existente nu sunt prevăzute investiții noi.

Configurație instalație de producere a energiei termice și electrice

Ucogl.

Instalația de cogenerarc de înaltă eficiență (CHP) propusă pentru adoptare asigură energia termică sub formă de apă fierbinte pentru utilizare în rețeaua de termoficare SACET Arad simultan cu energia electrică pentru vânzare pe piața liberă.

Capacitatea instalației CHP a fost stabilită la minim 27 MWt căldură și minim 31,2 MWe putere electrică. Randamentul garantat al instalației in ansamblu va fi de minim 88%.

Instalația CHP se bazează pe un număr de 3 (trei) motoare termice identice de ultimă generație (unități CHP), cu pistoane cu ardere internă și aprindere prin scânteie, care utilizează gaz combustibil, pregătite “H2-Readv” în componența cărora sunt incluse toate auxiliarele specifice necesare: turbocompresorul gaz-aer, răcitoarele de aer, răcitorul de ulei, răcitoarele de apă, sistemele electrice și de control, generatorul electric 10,5 kV, etc.

Capacitatea individuală a unei unități CHP este dc minim 9 MWt căldură și minim 10,4 MWe sarcină electrică.

Motoarele unităților CHP prevăzute vor funcționa cu gaz natural în prima etapă de exploatare, fiind pregătite pentru a funcționa în viitor cu "hidrogen verde” în amestec cu gazul natural, atunci când condițiile de piață vor deveni favorabile utilizării.

Unitățile CHP vor respecta cerințele privind emisiile industriale pentru instalați Iț^tpa^-Sii^nbdii de ardere reglementate prin Legea nr. 278/2013 (Directiva IED / LCPD) respectiv, .egeajnrql18

(Directiva MCPD). Prin aplicarea în sens restrictiv a regulilor de agregare din cadrul acestor reglementări, devin aplicabile următoarele valori limită ale emisiilor poluante (VLE) la coș:

NOx : < 75 mg/Nm3 la 15% 02 în g.a. uscate

CO : < 100 mg/Nm3 pentru 15% 02 în g a. uscate

Specificații tehnice principale:

Performanțe orare (instantanee) pentru I unitate CHP

Condiții de referință

Combustibil alternativ:

ISO (25°C, 30%RH, 50mdm) amestec de gaz natural și hidrogen verde (maxim 25%vol H2, în prezent)

Sarcina electrică:

Putere electrică generată, brută, PF=O,8: Căldură utilă cogenerată în apă:

Randament global CHP, garantat:

Putere termică combustibil principal:

Debit combustibil principal, la PCI. info: Temperatură apă tur/rctur (circuit termoficare): Temperatură maximă apă tur termoficare: Temperatură maximă apă retur termoficare^-Temperatură gaze de ardere la coș.

Nivel de zgomot gaze de ardere la gură coș:

100% (nominal)

> 10.400 kWe (-0% ... +10%)
> 9.000 kWt
> 88,0 %

22.000 kWf

2.200 Nm3/h

65/95 °C

110°C

70 °C

< 120 °C
< 65 dB(A) la 10 m

Emisii poluante pentru instalația de cogenerare, limite conform IED:

Tensiune generator:

Frecvență generator:

Randament generator: Sarcina electrică minimă:

Disponibilitate anuală:

Punct de racordare la SEN:

10,5 kV 50 Hz > 97,5 % < 50 % > 92 % IlOkV

Echipamentele Ucogl, impreuna cu echipamentele auxiliare necesare, inclusiv tablourile de alimentare și automatizare proprii acestora, vor fi fabricate și livrate de același producător.

Ucog2.

Capacitatea utilă necesară a centralei pe biomasâ a fost stabilită la minim 1,8 MWe și minim 5,0 MWt.

Randamentul minim garantat al instalației în ansamblu va fi de minim 75%

Centrala pe biomasă (CB) propusă utilizează la bază biomasa lemnoasă, cu o umiditate cuprinsă între 30

și 50%, sub formă de tocătură sau așchii Configurația tehnică CB asigură:

o producție de abur tehnologic utilizabil pentru degazarca apei de termoficare / apei de adaos o producție de apă caldă pentru termoficare și pentru preîncălzirea apei de adaos

o producție de energie electrică utilizabilă pentru compensarea consumului tehnologic intern al noii centrale

Soluția propusă asigură o serie de avantaje importante pentru un operator de SACET:

- asigură o capacitate termică minimă necesară pentru a atinge cerința minimă pentru sistemele eficiente de termoficare centrală (50% ET produsă în combinație de o sursă în cogenerare de înaltă eficiență și o sursă cu combustibil regenerabil.
- tolerează o gamă largă a dimensiunilor așchiilor de biomasă
- operează cu umiditatea nativă a biomasei lemnoase brute într-o plajă largă, tipic între 30 și 50%.
- funcționare stabilă, fără provocarea de arderi în patul de biomasă stocat în gazcificator
- asigură reglarea rapidă a sarcinii în exploatare
- eficiență ridicată de conversie în comparație cu tehnologia de gâzei ficare în echicurent
- consum propriu redus dc energic electrică
- pulberi scăzute în gazele de ardere
- cantități reduse de cenușă reziduală

Cazan dc abur, care va utiliza drept combustibil principal un combustibil mixt, lichid și gazos. Combustibilul lichid este combustibilul primar, iar combustibilul gazos este combustibilul secundar.

Instalație de cogenerare. care va utiliza drept combustibil principal un combustibil exclusiv gazos (combustibil primar)

Având în vedere capacitatca de ardere a celor .două instalații, limitele de emisie pe care trebuie să le respecte cele două instalații dc ardere vor fi conforme VLE prevăzute în Anexa nr. 2 Partea 2 (instalații medii de ardere noi):

Pentru cazanul de abur:

o Combustibil lichid, altul decât motorina (3% 02 în g.a. uscate):

NOx: 300 mg/Nm3

SO2: 350 mg/Nm3

PM: 50 mg/Nm3 (pentru putere termică sub 5 M Wf)

CO: n/a

o Combustibil gazos, altul decât gazul natural (3% 02 în g.a. uscate): NOx: 200 mg/Nm3 SO2: 35 mg/Nm3 PM: n/a CO: n/a

Pentru instalația dc cogenerare:

o Combustibil gazos, altul decât gazul natural (15% 02 în g.a. NOx: l90mg/Nm3

CONSULTING

SO2: 15mg/Nm3

PM: n/a

CO: n/a

Specificații tehnice principale:

*	Condiții de referință:	ISO
•	Combustibil de bază:	biomasă (lemnoasă)
-	Umiditate combustibil de bază, referință umedă:	30%
-	Putere termică combustibil de bază:	9.000 kWf
-	Rată de conversie combustibil:	cea. 98%
-	Combustibil principal cazan abur:	gaz + lichid din biomasă
-	Combustibil principal instalație de cogenerare:	gaz din biomasă
-	Putere termică combustibil cazan abur:	3.600 kWf
*	Putere termică combustibil instalație cogenerare:	5.220 kWf
-	Putere electrică generată, brută:	> 1.800 kWe
-	Căldură produsă în cogenerare:	> 1.800 kWt
-	Căldură totală utilă produsă în apă:	> 1.500 kWt
-	Căldură totală utilă produsă în aburul saturat:	> 3.500 kWt
-	Presiune abur produs:	> 6 bar(g)
-	Randament global garantat:	> 85 %

Clădiri

Noile dotări tehnologice industriale vor fi instalate în interiorul unei clădiri industriale proiectată corespunzător, pentru fiecare obiectiv în parte, în cadrul acestui proiect. Clădirile vor fi realizate împreună cu toate instalațiile suport necesare conform prevederilor reglementărilor tehnice și legislative în vigoare, posibil structură metalică cu închideri din panouri lip ”sandwich”.

Clădirile tehnologice în care vor fi instalate motoarele, cazanele și echipamentele auxiliare vor asigura suprafața de explozie conform normelor de utilizare a gazului nalural respectiv grilele de aspirație a aerului la cazane.

Sistemul de conducere va fi dotat cu interfețe de comunicație de date adecvate inclusiv pentru integrarea ulterioară într-un sistem de control distribuit (DCS/SCADA) al surselor de energic dezvoltate în incinta CblH

Nivelul de zgomot al echipamentelor prevăzute va fi în concordanță cu limitele zgomotului la care poate fi expus personalul, așa cum este definit în standardele romanești și internaționale.

Nivelul maxim al sunetului nu va depăși 85 dB(A) măsurat la 1,0 m distanță de agregat. Dacă este necesar, pentru îndeplinirea acestei cerințe vor fi prevăzute închideri acustice pentru atenuarea nivelului: de zgomot și/sau vor fi utilizate de către beneficiar echipamente adecvate de protecție a munpîi.

III. Asigurarea conexiunilor la limita instalațiilor

a. Gazul natural pentru realizarea investiției se asigură din stația de reglare măsurare SRM existentă în incinta CETH. Stația este racordată la rețeaua de distribuție a gazului natural (SDGN). Nivelul de presiune disponibil la ieșirea din SRM este de pana la 1,8 bar(g). Presiunea la care sunt alimentate instalațiile de ardere ale cazanelor funcționale actual la CETI I _CAE4 și CAF5 respectiv cazanelc de abur CAI 6 și CAI 7 este 0,5 bar(g).

Pentru motoare termice se va monta un compresor de gaze naturale, pentru a asigura la ieșire de 9- 15 bar(g).

b. Apă potabilă: punctul de interfață cu rețeaua de apă municipală din incinta CETH

Apa potabilă va fi alimentată din rețeaua existentă în zona stanei actuale de tratarea apei de adaos pentru rețeaua de tcrmoficare

c. Electricitate: punctul de interfață cu stația electrică de servicii interne 6/0,4 kV din incinta CETH

Alimentarea cu energic electrica se va asigura din utilitățile existente CETH, evacuarea energiei electrice produse se va face catre Statia Electrica Mureșul.

d. Canalizare

Apele uzate tehnologice (condens) vor fi evacuate la bazinul de neutralizare al STCA prin intermediul unei conducte corespunzătoare cu montaj aerian sau subteran Apele uzate convențional curate (ape de drenaj) vor fi evacuate la pârâul Mureșel prin intermediul unei conducte subterane dimensionale corespunzător.

în cadrul CETH exista o rețea de apă de incendiu utilizabilă pentru scopul investiției

Apă uzată convențional curată și ape pluviale: punctele de interfață cu rețelele de- — canalizare din incinta CETH

CONSULTING

Apă uzată menajeră: punctul de interfață cu rețeaua de canalizare din incinta CETH

Anexe :

I. Certificat de urbanism 1214/14.07.2022

2. Plan general de situație

Elaborator SC Proarcor S.R.L.

Xxxxx Xxx Xxxxxxx

tei *40257 270 849

♦40257270843 (3X1+40 257770981 opaca na Igrcaarad. m www.raatad.ro program Intre BiD -1600

pae. 1 ANEXA (‘³< *5)

la FIȘA TEHNICĂ: AVIZ pentru AMPLASAMENT

1.1 Denumire obiectiv: Sursă de producție energie țe^

2.1 Amplasament obiectiv: loc. Aradj.ștr.

3.1 Beneficiar: Municipiul Arad prin SC CEȚ HIDROCARBURI ȘA

Arad_vștr. Bulevardul Revoluției, nr. 75

4.1 Proiect nr.:

Elaborator: SC PROARCOR SRL

5.1 Certificat de Urbanism nr.: .1214/14.07.2022

Emis de: Primăria Arad

CONDIȚII: ...... ..........................................................

1, în cazul în care, cu ocazia săpăturilor, executantul găsește rețele subterane neidentificate, beneficiarul și executantul vor anunța SC Compania de Apă Arad SA oprind imediat toate lucrările în curs, până la stabilirea condițiilor de coexistență cu noul obiectiv.

!. Construcția poate fi realizată fără a fi afectate funcționalitatea și accesul neîngrădit la instalațiile și construcțiile auxiliare specifice utilităților de apă și canalizare;

2. Pozițiile în plan ale gospodăriilor subterane de apă și canalizare existente vor fi materializate pe teren de reprezentanții autorizați ai Companiei Apă Arad -Departament Mentenanță, convocați pe șantier de beneficiar înainte de începerea lucrărilor;
3. în zonele de incidență și de vecinătate cu utilitățile de apă și canalizare, vor fi respectate prescripțiile tehnice privitoare la protecția rețelelor edilitare îngropate
4. Compania Apă Ara nu este răspuns oare pen ru daunele produse de eventualele avarirsa intervenții la utilitățile din zonă pe care le deține. Defecțiunile produse utilităților din vina beneficiarului se remediază pe cheltuiala acestuia.
5. Intervențiile de orice fel la rețelele și instalațiile de apă și canalizare sunt permise doar personalului autorizat al C.A.A.!
6. Prezentul aviz nu (ine loc de aviz de bransare - racordare la utilitățile publice apă canal.
7. Termen de valabilitate aviz, 12 luni de la data emiterii acestuia

Ramfoic In sarcina titularului de Fișa tehnica de a transmite tuturor celor interesați, spre știința, prezentul document.

of wiv

r+L+40 257 270 7H 3

+40257770 341

(a« +40257 270 MI

aparanaljȘcaarad ia vAvw.caarad.to

program Inii® HM l&oo

CERERE în vederea emiterii AVIZULUI PENTRU AMPLASAMENT faza D.T.A.C.

DATE DE IDENTIFICARE A OBIECTIVULUI DE INVESTIȚII (Obiectiv, Beneficiar, Proiect și Proiectam):

i'. I Denumire obiectivi* I ).. Sțudtu.de rezabilițțH<L7.,,.Suna

cogcnerar.?.de.țnțdța.eficiență’’.la SC CET H.idrocarburi ȘA,Arad.

1 2 Amplasament obiectiv(* î), jud.Arad,. muniti^ Maniu.nr.65-71...............................

I .3. Beneficiari* I) MUNIcipiUL ARAD PRIN SC CET HIDROC^^..............................

4rfrtW*42jud.Arad_J..mu.nicipiul Ara^..................................

Identitate pers. Jî:icâ(*4); BUCI. seria..........nr.........................CNP.................................................................

Identitateagentec(*4): C.F./C.UJ „RO26176052.^ cont.. RQ56ING80016000,0374689li ..........................

/wjcrHNGBANK................................................................................................................................................

1.4. Proiect nr.(* 1)......ȘF. .....Elaboratori* I) -..ȘC PROARCOR SRL............................................................

I 5. Certificat de Urbanism nr (*1)1.214/1.4.07.2022.. Emis de..PmMA^............................ 2 CARACTERISTICILE TEHNICE SPECIFICE ALE INVESTIȚIEI!* I)

2 I. AMPLASAMENT!* I)

.. jud, Arad*, municipiul.Arad_t.Calea Iuliu. M nr.65-71...............................................................

2.2 ,a, BRANȘAMENTDE APĂ RACORD DE CANAL(*1);

22b. ASIGURARE UTILITĂȚI DE APĂ-CANAL LA OBIECTIV!* 1): Jsistem public/.... sistem individual privat

2 2b.i. Branșament de apă(*1)

2 2 b,2. Racord de canalizare!* I):

2.3 CARACTERISTICILE TEHNICE CARE TREBUIE ASIGURATE PRIN PROIECT!*!)

3 . MODUL DE ÎNDEPLINIRE A CERINȚELOR AVIZATORULUI(*I};
4 MODUL DE ÎNDEPLINIRE A CONDIȚIILOR ȘI RESTRICȚIILOR IMPUSE(*I);

•—............................................................................................. ....................................-^țeFcoficZ^

ÎNTOCMITE) _n

...................................-SC-CET HIDROCARBU ing..Xxxxxxx Xxxxxx

5. Văzând specificările prezentate în FIȘA TEHNICĂ și în dosarul anexă privind modul de rncleplinife cerințelor de avizare, precum și documentația depusă pentru autorizare, se acordă: \e> ^cU^^ava)09 a?

AVIZ FAVORABIL

in vederea emiterii Autorizației de Construire. ; fără condiții / ■ x. cu următoarele condiții ț*3*5Țf

Precizări privind COMPLETAREA FORMULARULUI FIȘA TEHNICĂ - C.A. ARAD în vedet AVIZULUI PENTRU AMPLASAMENT ȘI / SAU BRANȘAMENT / RACORD pentru ALIMENTARE CU APĂ POTABILĂ / INDUSTRIALĂ ȘI/SAU CANALIZARE MENAJERĂ.

I. DATE GENERALEI)
I. Baza legală

L, 213/17.11.1998-aclualizată. privind proprietatea publică și regimul juridic al acesteia

L. 51/8.03 2006 (R) 5 03.2013. a serviciilor comunitare de utilități publice

L, 241/22.06 2006 (R) 7.09.2015 a serviciului de alimentare cu apă și canalizare

L. 199/25 05.2004 pentru modificarea și completarea Legii nr 50/1991 privind autorizarea executării lucrărilor de consu

OTU 13/26.02.2008 pentru aprobarea Rcgulamentului-cadru de organizare și funcționare a serviciilor publice de apă-can

2. Conținutul documentației tehnice anexă la Fișa tehnică: utilități apă-canal alte lucrări exterioare

a) Certificatul dc Urbanism (copie), .....Nr din	rețele X	bi	anșa X	re	itilită X	ți	civili X	inii	ustrie X
b) Aviz CAA - asigurare servicii (copie) Nr. din			X	k 1					X
c) Aviz CAA soluție tehnică (copie).... Nr . din	X
d). Memoriu general, importanța, perioada dc execuție planificată e). Memorii specialitate apă, canal, exigențe minime de calitate fj. Plan de încadrare in teritoriu (anexa la CU)	X X X X X X X		X X X X j		X X		X X		X X X X X n - a • >
g). Plan(planuri)topografic(e)sc. 1:500-> 1,1000					X
h). Planuri rețele, lucrări subterane (după caz), sc 1:200 1.1000					X
g) Planșe caracteristice obiecte tehnologice apă-canal (după caz) h). Scheme tehnologice, scheme de montaj, profile caracteristice ................................................__...........................

Avizele de specialitate C.A. Arad necesare în dosarul tehnic se solicită și se obțin de proiectant direct de la operator. Dosarul tehnic va fi depus în 2 exemplare pentru fiecare utilitate publică ce face obiectul Fișei (APĂ, respectiv CANAL)

3. Durata de emitere a avizului:(30 zile calendaristice de la dala depunerii documentației complete)

II. CONDIȚII SI RESTRICȚII SPECIFICE INVESTIȚIEI IMPUSE DE AVIZATOR(*):

2.1. AMPLASAMENT:

Pe traseul și în zona de protecție sanitară a rețelelor, instalațiilor și construcțiilor specifice aparținând sistemelorpublice de apă-canal este interzisă amplasarea de construcții provizorii sau definitive (HG 930 05. OTl 13 08. Ord. MS 536 97).

2.2. BRANȘAMENTE DE APĂ RACORDURI DE CANALIZARE:

Pentru branșarea/racordarea Iu utilitățile publice dc apă-canal se întocmesc proiecte de specialitate la solicitarea Utilizatorului de apă, ori a operatorului de servicii dc apă-canal. dacă sunt îndeplinite condițiile tehnice de funcționare ale sistemelor publiceexîsteiitcșT se avizează separat. pentru fiecare obiectiv /imobil în parte.

2.3. CARACTERISTICILE TEHNICE CARE TREBUIE ASIGURATE PRIN PROIECT

Condițiile generale de branșarc/racordarc. parametrii hidraulici (debite, presiuni) și condițiile de calitate in punctul de delimitare a instalațiilor publice'private se stabilesc prin Avizele de principiu C.A. Arad pentru furnizarea serviciilor dc alimentare cu apă și canalizare, solicitate și obținute de proiectatul în baza unei documentații de specialitate.

Soluțiile tehnico-economice pentru utilitățile noi dc apă-canal și racordarea lor la sistemele publice existente se avizează de C.A. Arad la fazele de proiectare SF și PT

III. INDICAȚII PRIVIND TAXA DE AV1ZARE(*):

a) Temei: Hot.Cons.Adm. C.A. Arad nr/din
b) Valoarea taxei de avizare a Fișei tehnice C.A. Arad este de *)lei,
c) Banca Trezoreria Arad cont RO85TREZ021 5069XXX0O8I4I; B.C.R. Arad cont RO93 RNCB1200 000000280001

Taxa pentru avize de specialitate nu este inclusă în taxa de avizare a Fișei tehnice și se va încasa de C.A. Arad, separat.

IV. ALTE DATE FURNIZATE DE AV1ZATOR(*):

- trasare {informativă) gospodării edilitare de apă-canal existente, pe planuri topografice prezentate dc proiectant, restituite

la prezenta Fișă Tehnică

și conform anexei C.A. Arad (*3*5) NOTA-

Rubricile numerotate ale tbmmtarului dc Hșll tehnică se completează după cum umteazâ (’ 11 Dc către proiectant - cu dalele rezultate din documentație contorul cerințelor avi/alorului (*2) De cilre proiectant - cu numele, prenumele și titlul profesional al acestuia (cu drept de semnătură. abilitaVaulurizat in domeniu,

(♦3)

De către avizator. ca urmare a analizei documentației și aHȘEI li F depuse

Rubricile marcate cu asterisc se completează de avizmor iu fazaC l. in funcție dc iiMctcrisucIc taurârilrir și de condițirlc dc: De către litularfacneficim - cu datele Miltcilate de as izator pciilni completarea facturii tigaie

(•51 Djurnri cerințespwitkc tucrSni. ronuulaicdcC A Arad laC t'. la la/âSl. PHCS cri m procesul Jv anali/d udosarului

CET

S.C. CENTRALA ELECTRICĂ DE TERMOFICARE HIDROCARBURI S.A.

310169 ARAD, Bld. luliu Maniu nr. 65 - 71, CP 129, OP 10

tel. 0257/307766, 0257/307775 fax: 0257/270407,0257/280788

TU/

AUSTRIA

ARAD

email: contact:^cctharad.ro_ț email: xxx@xxxxxxxxxxx

J02/1141/02.11.2009, RO 26176052 CONT IBAN RO56 1NGB 0016 0000 3746 8911

CERÎiF.H

EMI3OWQI

EK60'4C!

sa .Mei anetsxosf

Proiectant SC PROARCOR SRL

ECcT HiOROCARBUR*

FIȘĂ TEHNICĂ TERMOFICARE l°™ în vederea emiterii AVIZULUI DE AMPLASAMENT

pentru obiectivul / lucrarea Studiu de fezabilitate - „ Sursa de producere energie termica si electrica prin cogenerare de înalta eficiență" la SC CET Hidrocarburi SA Arad DATE GENERALE

L Baza Legală:

- Legea 325/2006 „Legea energiei";

- Legea nr. 10-1995 privind calitatea în construcții:
- Legea nr.50^;l99l privind autorizarea lucrărilor de construcții;

- Ordinul 91/2007 ANRSC;

- HCLM Arad nr.59/2008;
- Normativ PE 207/80:
- Normativ I 13-2015;
- Normativ I 9-2015;
- Normativ NP-029-02,
- Normativ NP-059-02:

- Norma tehnică privind delimitarea zonelor de protecție și siguranță aferentă capacităților energetice prin Ordinul 4/2007 ai ANRE.

2, Conținutul documentațiilor:

- Certi ficat de urbanism (copie);
- Extras din documentația tehnică al obiectivului / lucrării, care să cuprindă obligatoriu următoarele

a. Memoriu tehnic privind scopul/descrierea obiectivului' lucrării și condițiile de executare - l exemplar;
b. în cazul solicitării avizului de amplasament pentru extindere, modificare rețea și branșament gaze naturale la condominii unde se intenționează montarea unui alt sistem de încălzire și preparare a apei calde de consum, documentația va cuprinde în mod obligatoriu următoarele:

+ Acordul de acces la rețeaua de gaze naturale emis de distribuitor;

+ Acordul vecinilor de apartament atât peorizontală cât-și pe-verticală eu privire-la intenția de realizare a unui sistem individual de încălzire;

+ Acordul scris al Asociației de Proprietari exprimat prin Hotărârea Adunării Generale cu privire la intenția de realizare a altui sistem individual'condominial de încălzire;

+ Documentația tehnică care reconsideră ansamblul instalației termice avizată de furnizor.

c. Planuri de încadrarea în zonă, anexa la CL^? - 2 exemplare;
d. Planuri de situație al imobilului, scara l;500 - 2 exemplare.

3. Durata de emitere a avizului:

Se calculează la 15 zile lucrătoare de la data depunerii documentației complete la ȘC CET HIDROCARBURI SA.

Avizul este valabil l an de la data emiterii. ,

4. Date de identificare beneficiar lucrare: C.E.T. %\

- Denumirea beneficiarului lucrării MUNICIPIUL ARAD

- Persoana de contact Director generaLing.Cîulean Victor ț

- Număr de telefon

0257/307766

- Nr.ordine de înregistrare la Oficiul Comerțului și anul (pentru firme)
- Codul fiscal (pentru firme)^_______________
- Contul (pentru firme)___________ ... _. .
- Banca(pentru firme) ______________

Sunt de acord cu prelucrarea datelor cu caracter personal conform Regulamentului nr. 6 79/2 7.04.2016 adoptat

de Parlamentul European si Consiliul Uniunii europene.

II. CONDIȚII TEHNICE ȘI RESPRICȚH SPECrȚÎC^fcUCRÂRILOR / OBIECTIVULUI

a) Amplasament Arad. Calea luliu Maniu . nr. 65-71 /
b) Modificare Rețea/Branșament/racord (traseu, dimensiuni, c) Rețea/Branșament/racord nou (traseu, dimensiuni, cote) t

d) Caracteristici tehnice care trebuiesc asigurate prin proiect l %

- -4,y ^R0IFCrANT^sc PROARCOR SRL

S.C. CENTRALA ELECTRICĂ DE TERMOFICARE HIDROCARBURI S.A.

XI IV ESS3ÎC I U T SIOCtlKCMI

310169 ARAD, Bld. luliu Maniu nr. 65-71, CP 129, OP 10 tel. 0257/307766,0257/307775 fax: 0257/270407,0257/280788

email: contact:@cetharad.ro, email: xxx@xxxxxxxxxxx

.102/1141/02.11.2009, RO 26176052 CONT IBAN RO56 1NGB 0016 0000 3746 8911

III. TAXA DE AVIZARE

• Temei legal - Hotararea Consiliului Local al Municipiului Arad nr. 330/21.08.2020 - Modalitatea de plată: casieria SC CET HIDROCARBURI SA.

Văzând specificările prezentate în FIȘA TEI 1NICĂ privind modul de îndeplinire a cerințelor de a\ izare. precum și documentația depusă pentru avizare, se acordă:

AVIZ FAVORABIL de AMPLASAMENT

înaintea executării lucrării, beneficiarul are obligația de a anunța și solicita asistență tehnică din partea SC CE I HIDROCARBURI SA la numărul de telefon 0257-231367.

SC CET HIDROCARBURI SA

Legenda

CAI ampalsament cazane de ape fierbinte tratate ut prezentul SF (Lotl) CHP - amplasament unitiali de cogencrare conform statrgia de lemioficare si Litre sc va trata intr-un ah SF (I ul 2|

AC * amplasament acumulator de căldura conform slalegia de termufienre si care se va trata inir-un alt SF (Lot 3)

SPI - amplasament sia|ii de pompare tcmioficarc rctcHnnlogizaieconform stategia de tcnnoficarr si care se va trata intr-un ah SF (Lot 2) SP2 - amplasament stafii de pompare icnnoficarr acumulator de căldura con fonii stalegia de termuficare si care se va trata intr-un ah SF (l.ni 2) CB - amplasament centrala electrotermică pe hiumasd conform stategia de termuficare si care se va trata mtr-un ah SF (Lot 2)

SC CET HIDROCARBURI SA ^{iU f!,vw,wl} p^,

lira condiiit impuse

ANIF

MIMSI mi 1 AGRICV111 KII Ș! IH ZV OL1A HI I Kl RAI F v«EY| ia a vrun vi A uf îmbin xtIțirt fi aci arl FlUah lerllnrfatln dt l.F. Arad

Str I olh Sânilor tir 6-1) Tcl:0257 280955

Codul 3(0132 l av0257/28m5

< II HO 29275212 I -mtitl nriHlwuiiif.ru

NrjM./.^..^...............

Către: CET HIDROCARBURI S.A.

Adresa: Bd luliu Maniu, nr. 65-71, mun. Arad, județul Arad Ref: aviz de principiu pentru studiu de fezabilitate

Urmare a adresei d-voastră nr.3O68 din 18.08.2022 depusă la ANIF Filiala Teritorială de l.F. Arad cu nr.141 din 18.08.2022, prin care ne solicitați avizul de principiu, pentru investiția „Studiu de fezabilitate: Sursa de producere energie termica si electrica prin cogenerare de inalta eficienta"-faza SF, conform Certificatului de Urbanism nr.1214 din 14.07.2022 emis de Primăria Municipiului Arad, și a verificării în teren a documentației tehnice pentru identificarea amplasamentului față de lucrările de îmbunătățiri funciare, vă comunicăm că în principiu suntem de acord cu această investiție cu condiția ca la emiterea avizului tehnic ANIF în vederea obținerii autorizației de construire sa reveniti cu o nouă documentație.

Aceasta va cuprinde toate detaliile de execuție unde se vor respecta prevederile legale cu privire la zonele de protecție pentru lucrările de îmbunătățiri funciare, în conformitate cu Legea îmbunătățirilor funciare nr 138/2004 cu completările și modificările ulterioare și cu Ordinul nr 227/31.03.2006.

De asemenea vă rugăm sa ne prezentau planuri de situație cadastrale cu încadrare în zona sc.1:10000 sau 1:20000 pentru a identifica și reprezenta canalele de desecare (cu elementele hidraulice de care veți ține cont), canale aflate în administrarea ANIF-Filiala Teritorială de l.F. Arad.

Prezentul aviz de principiu nu ține loc de aviz/acord tehnic.

AGENȚIA NAȚIONALA DE ÎMBUNĂTĂȚIRI FUNCIARE

FILIALA TERITORIALA DE l.F. ARAD, SPLAIUL TOTH SANDOR NR. 6/D, Arad Tet:O257/280955

Fa;c:0257/281915

email:arad@anif ro

MINISTERUL SĂNĂTĂȚII

DIRECȚIA DE SĂNĂTATE PUBLICĂ A JUDEȚULUI ARAD 310036-Arad, str. Andrei Șaguna, nr. 1-3 Tel. 0257. 254. 438 ; Fax 0257. 230. 010

web www.dsparad ro, e-mail dspj ar@rdslink ro Operator date cu caracter personal nr 34651

Nr. 375/18 08 2022

NOTIFICARE

de asistență de specialitate de sănătate publică

Date identificare solicitant și calitatea acestuia

MUNICIPIUL ARAD

Localitatea: Arad, str B-dul Revoluției, nr 75 , jud Arad

Date identificare obiectiv notificat

Localitatea Arad, str luliu Maniu, nr 65-71, jud Arad

Activitatea/activitățile pentru care este notificat obiectivul;

„SURSĂ DE PRODUCȚIE ENERGIE TERMICĂ ȘI ELECTRICĂ PRIN COGENERARE DE ÎNALTĂ EFICIENȚĂ”

Faza SF

Proiect nr MA-P2-SACET-SF2-2O22

Proiectant SC PROARCOR SRL

Numărul și data întocmirii referatului de evaluare 999/18 08 2022 numele și prenumele specialistului, Xxxxxxxxxx Xxxxx, medic primar igienă

în baza documentației aferente proiectului propus, s-au constatai următoarele

- proiectul este în concordanță cu legislația națională privind condițiile de igienă și sănătate publică cu următoarea condiție:

Pentru obținerea notificării de asistență de specialitate de sănătate publică- faza DTAC/PAC, titularul va prezenta studiul de impact asupra sănătății publice, conform OMS nr. 119/2014 pentru aprobarea Normelor de igienă și sănătate publică privind mediul de viață al populației, art. 20.

Notificarea este valabilă atât timp cât nu se modifică datele din memoriul tehnic și proiect

DIRECTOR EXECUTIV DR Xxxxxxx Xxxxxxx

ȘEF DEPARTAMENT SUPRAVEGHERE ÎN SĂNĂTATE PUBLICĂ

DR Xxxx Xxxxxx Xxxxxxxxx

Înt/Red Dr Drăgănescu lond medic primar igienă

STUDIU DE FEZABILITATE

Sursă de producere a energiei termice și electrice prtn cogenerare de inaltâ eficiență Implementare proiect la sursă CETH Arad

	GRAFIC DE EȘALONARE A INVESTIȚIEI Sur» cogenerare Arad	An
	-CONSTRUIRE SURSA NOUA'	lună
	C* Comultont, AC■ Autoritate Contractanta, ci * ComtSul ___tociri of fPC = Ofertant/Contructoc_______	Sipt

Predare SF

Decizie HCL aprobare Indicatori 5F

ACHIZIȚIE PUBUCA

Elaborare, aprobare și încărcare DA Fn SEAP l

Publicare anunț de participare în SEAP

Elaborare oferte

Depunere oferte în SEAP Evaluare oferte

Adjudecare ofertă câștigătoare Semnare contract de achiziție publică IMPLEMENTARE PROIECT

Proiect are

Ordin începere lucrări

Organirarejantier

Pregătire documentație tehnică obținere avi

Proiect tehnic

• y^

CLM

AC+ANAP EPC

EPC AC

AC+EPC

EPC EPC EPC EPC

2023
ian	feb \| mar j apr J mai \| iun \| Iul J aug [ »*p [ oct \| noi { dec

■■<■■■■■■■■■■ ■■■■■■□□□□□□□□Ei ci icncnnncccE ci incnnccnci [cncncccncccncccci □□□□□□□

3 27 30 105

Proiect tehnic obiect 1

Detalii de execuție

Obținere autorizație de construire

EiKirțîe lucră

Achiziție si livrare echipamente

Lucrări de construcții

Lucrări de instalații aferente construcțiilor Lucrări de racorduri mecanice (gaz. apă. tem Lucrări de Instalații tehnologice mecanice Lucrări de racord electric de alimentare Lucrări de Instalații tehnologice electrice Lucrări de instalații tehnologice de automati. Recepție la terminarea lucrărilor

Teste, probe, instruire, punere în funcțiune Recepție la punerea in funcțiune

Achiziție șl livrare echipamente Lucrări de construcții

Lucrări de instalații aferente construcțiilor lucrări de racorduri mecanice (gaz, apă. tem lucrări de instalații tehnologice mecanice Lucrări de racord electric de alimentare Lucrări de instalații tehnologice electrice lucrări de Instalații tehnologice de automati Recepție la terminarea lucrărilor

Teste, probe, instruire, punere în funcțiune Recepție la punerea în funcțiune

EPC EPC EPC

EPC EPC EPC EPC EPC

EPC

AC+EPC EPC

AC+EPC EPC EPC EPC EPC EPC EPC EPC EPC

AC+EPC EPC

AC+EPC

105

10 luni

4 luni

3 luni

3 luni 3 luni 2 săpr 3 luni Zsăpt 10 luni 4 luni Huni 3 luni 5 luni 3 luni 5 luni 4 luni 2săpt 3 luni

2 săpt

STUDIU DE FEZABILITATE

Sursă de producere a energiei termice și electrice prin cogenerare de înaltă eficiență Implementare proiect la sursă CETH Arad

' GRAFIC DE EȘALONARE A INVESTIȚIEI Sursa

cogenerare Arad

2024

■CONSTRUIRE SURSA NOUA”

Lună

apr |

mal

| iun

iul | aug [ wp |

oct

noi

dec

tocat olMiuMpliilui, EK=Cftrtwt/ContnKtor

sîpt

Fazi / Etapă / Activitate / Sarcini

Responsabil

Durată

■

•

■

•

■

•

□

•

■

CONSULTANTĂ ACHIZIȚIE

Predare SF

Dedzie HCL aprobare Indicatori SF

CLM

ACHmne publică

Elaborare, aprobare ți încărcare DA in SEAP |

Publicare anunț de participare în SEAP

AC+ANAP

Elaborare oferte

EPC

Depunere oferte în SEAP

EPC

Evaluare oferte

Adjudecare ofertă răștlgăloare

Semnare contract de achiziție publică

AGEPC

■

III

IMPLEMENTARE PROIECT

□□□□QnEQQnnEDnncnnncnonoGODDEnnnnnEimin

proiectare

Ordin Irwtmre lucrări

EPC

Organizare șantier

EPC

Pregătire documentație tehnică obținere avi

EPC

Proiect tehnic

EPC

105

4 1

Proiect tehnic obiect 1

EPC

Detalii de execuție

EPC

105

Obținere autorizație de construire

EPC

Execuție k«r5rf

□□LDDDDQDODDDDncnDDDCnGCOGDuDunnnnnnnri

Achiziție ți livrare echipamente

EPC

10 luni

■

Lucrări de construcții

EPC

4 luni

lucrări de instalații aferente construcțiilor

EPC

3 luni

lucrări de racorduri mecanice (gaz, apă, tem

EPC

3 luni

lucrări de instalații tehnologice mecanice

EPC

3 luni

lucrări de racord electric de alimentare

EPC

3 luni

lucrări de instalații tehnologice electrice

EPC

3 luni

lucrări de instalații tehnologice de automati

EPC

3 luni

Recepție la terminarea lucrărilor

AC*EPC

2 săpt

Teste, probe, instruire, punere in funcțiune

EPC

3 luni

Recepție la punerea In funcțiune

AC*EPC

2 Săpt

Achiziție și livrare echipamente

EPC

10 luni

lucrări de construcții

EPC

4 luni

Lucrări de Instalații aferente construcțiilor

EPC

3 luni

■

Lucrări de racorduri mecanice (gaz, apă, tem

EPC

3 luni

Lucrări de instalații tehnologice mecanice

EPC

5 luni

Lucrări de racord electric de alimentare

EPC

3 luni

Lucrări de instalatii tehnologice electrice

EPC

5 luni

Lucrări de instalații tehnologice de automati

EPC

4 luni

Recepție la terminarea lucrărilor

AC*EPC

2 săpt

■

Teste, probe, instruire, punere în funcțiune

EPC

3 luni

Recepție la punerea în funcțiune

AC+EPC

2 săpt

■

Analiza Cost Beneficiu (Capitol 9 Studiu de fezabilitate)

Anexe

- Volum 2.2-

Proiect:

„Sursă de producere a energiei termice și electrice prin cogenerare de înaltă eficiență”

Implementare proiect la sursă CETH Arad

Nr/Dată contract Proiect:

MA-P2-SACET-SF2-2022 /17.08.2022

R02 / 01.09.2022

Beneficiar:

UAT Municipiul Arad

Beneficiar final/ Operator

S.C. „Centrala Electrică de Termoficare Hidrocarburi S.A.“

Elaborator:

Proarcor SRL

Contract:

26D/17.08.2022

Notă explicativă

Prezenta documenție reprezintă VOLUMUL 2.2 a documentației tehnice predate în cadrul contractului de prestări servicii nr. 26D din 17.08.2022: Servicii de elaborare studiu de fezabilitate (SF) pentru proiectul de investiții:

„ Sursă de producere energie termică și electrică prin cogenerare de înaltă eficiență”

Volumul 1 : Studiu de fezabilitate (Piese scrise, piese desenate și anexe )

Volumul 2 ; Analiza cost beneficiu ( Capitol 9 Studiu de fezabilitate),

Cuprins din 2 documente distincte:

Volum 2.1- Memoriu justificativ

Volum 2.2- Anexe

Cuprins

Notă explicativă «♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦••»♦♦♦«•»♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦•••♦♦♦♦»♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦•♦

Anexa 1 - Situația centralizatoare a costurilor - Varianta fără proiect

Anexa 2- Evoluția indicelui mediu al prețurilor energiei conform ordin ANRE 78/2022 - Scenariu SI, S2

......................................................................................................................................................................6

Anexa 3 - Evoluția salariului de bază mediu net (lei/lună) - Scenariu SI, S2 Anexa 4a - Situația centralizatoare a costurilor - scenariul cu proiect SI.... Anexa 4b - Situația centralizatoare a costurilor - Scenariu S2....................... Anexa 5a - Cheltuieli salariale Scenarii SI, S2- varianta cu proiect............. Anexa 5b - Servicii cu tertii Scenarii SI, S2 — varianta cu proiect................. Anexa 5c 1 - Energie termica - Scenariu SR...................................................

Anexa 5c2 - Energie electrica - Scenariu SR..................................................

Anexa 5d - Energie termica si electrica - Scenariu SI....................................

Anexa 5el - Energie termica - Scenariu S2....................................................

Anexa 5e2 - Energie electrica - Scenariu S2..................................................

Anexa 5fl ,2,3 - Materii prime SR, SI, S2♦**•♦*♦«•••••••«*••♦♦♦♦♦•♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦ Anexa 5f4 - Materii prime -preț unitar...........................................................

Anexa 5f5 - Materii prime -Consum proproi en. El........................................

Anexa 5g 1,2,3 - Emisii CO2 Scenariul SR, SI, S2........................................ Anexa 5g4,5 - Cheltuieli diverse....................................................................

Anexa 5h - Preț reglementat enegie electrică/Ordin ANRE nr. 85 din 15.06.2022 / Prognoza de lungă durată

Anexa 5i - Preț certificat CO2....................................................................

Anexa 5j - Centralizator date Variantă fără proiect.................................... Anexa 5k - Centralizator date Scenariul SI................................................

Anexa 51 - Centralizator date Scenariul S2.................................................

Anexa 6a - Situația centralizatoare a intrărilor - Scenariu SI.....................

Anexa 6b - Situația centralizatoare a intrărilor - Scenariu S2 ....................

Anexa 6c - Situația centralizatoare a intrărilor - Scenariu fără proiect.......

Anexa 7a - Centralizator energie termică și energie electrică Scenariu SR .Anexa 7b - Centralizator energie termică și energie electrică SI Anexa 7c - Centralizator energie termică și energie electrică S2 .Anexa 8a - Indicatori de rentabilitate financiară - Scenariul 1.....

Anexa 8b - Indicatori de rentabilitate financiară - Scenariul 2..... Analiza economică♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦«««♦♦♦♦♦♦••••••••••••••••••••••••••••••• Anexa 9a - Situația cheltuielilor după conversia prețurilor în analiza economică- Scenariu SI

...7

. 10

Anexa 9b - Situația cheltuielilor după conversia prețurilor în analiza economică - Scenariu S2

Anexa 1 ()a Situația veniturilor după conversia prețurilor în analiza economică - Scenariu SI.................

Anexa 10b Situația veniturilor după conversia prețurilor în analiza economică - Scenariu S2..........

Anexa I la Previzionare externai ități Scenariul SI................

Anexti 11 b Previzionare extemalități Scenariul S2

Anexa 12a Beneficii economice Scenariul SI

Anexa 12b Beneficii economic Scenariul S2

Anexa 13a Indicatori de rentabilitate economică - Scenariul 1

Anexa 13b Indicatori de rentabilitate economică - Scenariul 2

Analiza de senzitivității (Anexele 14, 15, 16, 17, 18)

Analize de risc (Anexa 20,21,22,23)

Anexa 24 - Analiza financiară.........................

114

Anexa 25 - Analiza economică....................

•44444444444444

115

Anexa 26a Indicatori financiari ................

115

Anexa 26b Indicatori economici................

••4444444444444444444444

116

Anexa 27: Grafic de execuție

Anexa 28: Deviz general scenariu SI

Anexa 29: Deviz general Scenariu S2

Anexa 30 Date SACET

Anexa 31 Date Devize pe obiect............................

<4<4444444444444444444<

132

Anexa 32 Centralizator Deviz general S1 /S2..............................Eroare! Marcaj în document nedefinit.

Anexa 33 Date Finanțare PNRR........................

Anexa 34 Tabel eficiență - indicatori de emisii

Anexa 35 Cheltuieli de investiție Scenariu SI

Anexa 36 Cheltuieli de investiție Scenariu S2

Anexa 37 Praguri emisii PNRR

OCJPROARCOR

CONSULTING

Anexa 1 - Situația centralizatoare a costurilor - Varianta fără proiect

Anexa I Situația centralizatoare a costurilor - Varianta fara proiect SR
	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Costuri variabile	0	0	0	0	201.799	205.323	208.915	212.566	216.285	220.072
mat prime	0	0	0	0	157.555	160.704	163.921	167.198	170.542	173.954
CO2	0	0	0	0	33.732	34.107	34.482	34.857	35.232	35 606
En el En Term	0	0	0	0	10.512	10.512	10.512	10.512	10.512	10 512
Costuri fixe	0	0	0	0	31.191	32.023	32.886	33.782	34.712	35.678
Cheltuieli de op. Ment,	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Salam	. 0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
servicii cu terți	i 0	0		0	0	0	0	0	0	0
Diverse	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
amortizare	0	0	0	0	6.264	6.264	6.264	6.264	6.264	6264
Dobânzi	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
TOTAL CHELTUIELI	0	0	0	0	232.990	237.346	241.801	246.348	250.997	255.750
Cheltuieli tara mat prime	0	0	0	0	75.435	76.642	77.880	79.151	80.456	81.796

Situatul centralizatoare a costurilor-Varianta fora proiect SR
	2031	2032	2033	2034	2035	2036	2037	2038	2039	2040	2041
	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21
Costuri variabile	223,926	227,848	231,844	235,908	240,051	244,265	248,557	252,929	257,383	261,915	374,231
mat. । ime	177,433	180,980	184,601	188,290	192,058	195,897	199,815	203,812	207,891	212,049	320,441
CO2	35,981	36,356	36,731	37,106	37,480	37,855	38,230	38,605	38,980	39,354	43,278
En elv En Term	10,512	10,512	10,512	10,512	10,512	10.512	10,512	10,512	10,512	10,512	10,512
Custuri fire	36,681	37,723	38,805	39,929	41,097	42,311	43,573	44,884	46,248	47,665	47,665
Cheltuieli de op. Meni.	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	41,401
Sahru	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	20,873
servicucu Ierți	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	2,398
Diverse	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	18,129
amortizare	6,264	6,264	6,264	6,264	6,264	6,264	6,264	6,264	6,264	6,264	6,264
Dobânzi	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
TOTAL CHELTUIELI	260,607	265,570	270,649	275,837	281,148	286,576	292,130	297,813	303,630	309,580	421,896
(_ hchuwli lara mat prxne	83,174	84,591	86,048	87,547	89,090	90,678	92,315	94,001	95,739	97,532	101,455

Anexa 2 - Evoluția indicelui mediu al prețurilor energiei conform ordin ANRE 78/2022 - Scenariu S1, S2

Anexa 2

Evoluția indicelui mediu al preturilor

conform ordin ANRE 78/2022 - Scenariu SI. S2

An	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030 \|
nr.	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10 j
Indice mediu	1,000	2,320	2,280	2,250	2,300	2,300	2,300	2,300	2,300	2,300 !

Anexa 2

Evoluția indicelui mediu al

'iei conform ordin ANRE 78/2022 - Scenariu Si, S2

An	2031	2032	2033	2034	2035	2036	2037	2038	2039	2040	2041
nr.	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21
■ Jndice mediu	2.300	2.300	2.300	2.300	2.300	2.300	2.300	2.300	2.300	2.300	2.300

Anexa 3 - Evoluția salariului de bază mediu net (let/lună) - Scenariu S1, S2

Anexa 3

Evoluția salariului dc baza mediu net(ledluna) - Scenariu SI, S2

An	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030
nr.	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Evoluție (%)	6.2	5,6	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8
Salariu dc baza mediu net (lei/Iuna)	5.500	6.147	6.442	6.751	7.075	7.415	7.771	8.144	8.535	8.944

Anexa 3

Evoluția salariului de baza mediu net (lei/luna			- Scenariu SI, S2
An	2031	2032	2033	2034	2035	2036	2037	2038	2039	2040	2041
nr.	ll	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21
Evoluție (%)	4.8	4.8	4.8	4.8	4.8	4.8	4.8	4.8	4.8	4.8	4.8
Sa brio de baza mediu net (leiduna)	9,374	9,824	10,295	10,789	11,307	11,850	12,419	13,015	13,640	14,294	14,981

Anexa 4a - Situ^ția^centralizatoare a costurilor - scenariul cu proiect SI

Anexa 4a Situația centralizatoare a costurilor - Scenariu S1

	2011	2022	2023	2024	2025
Co sturi/ An	1	2	3	4	5
Costuri variabile	0.00	0,00	0	0	234889
mal. prime	0.00	0,00	0,0	0.0	191.760,6
CO2	0.00	0,00	0	0	34719
En cb En Term	0.00	0.00	0,00	0,00	8.409,60
Cheltuieli de op» Meat.	0,00	0,00	0,00	0,00	37.857.67
Salam	0.00	0,00	0,00	0,00	20.886,39
servicii cu terți	0,00	0,00	0,00	0,00	14.544
Diverse	0.00	0,00	0,00	0,00	2.427,50
amortizare	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Dobânzi	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
TOTAL CHELTUIELI	0,00	0,00	0,00	0.00	272.746.50
Cheltuieli fara mal.prime	___0,00___	0,00	0,00	____0.00	80.985,88

9® PROARCOR

CONSULTING

2026	2027	2028	2029	2030
6	7	8	9	10
234906	239255	243684	248390	253190
191.083.1	194.723.9	198.430.6	202 399.6	206.448.6

35413_______ 36121 36844 37581 38332

8.409.60	8.409,60	8.409.60	8.409,60	8.409,60
39.194,72	40.587,59	42.038,77	43.550,84	45.126,55
21 888,94	22.939,61	24 040.71	25.194.66	26.404,01
14 878,28	15220,48	15.570,56	15.928.68	16.295,04
2 427,50	2.427,50	2 427,50	2.427,50	2.427.50
0,00	0,00	0,00	0.00	0,00
0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
274.100,40	279.842,36	285.722,65	291.940,56	298.316,94
83.017,30	85,118.43	87.292,03	89.540,98	91.868,29

Anexa 4a

Siluafu centralizatoare a costurilor - Scenariu St

Costuri/An	2031	2032	2033	2034	2035
Costuri/An	11	12	13	14	15
Costuri variabile	258086	263077	268173	273365	278667
mat. prime	210,577,8	214,787.0	219,085.3	223,463.6	227,935.4
CO2	39099	39881	40678	41492	42322
En eK En.Term.	8,409.60	8,409.60	8,409.60	8,409.60	8,409.60
Ment I	46,768.72	48,480.36	50,264.56	52,124.61	54,063.90
Sahru	27,671.40	28,999.63	30,391.61	31,850.40	33,379.22
servicii cu ierți	16,669.82	17,053.23	17,445.45	17,846.70	18,257.17
Diverse	2,427.50	2,427.50	2,427.50	2,427.50	2,427.50
amortizare	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
Dobânzi	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
TOTAL CHELTUELl	304,854.91	311,557.76	318,437.81	325,489.75	332,730.65
(Cheltuieli fura \| mat. prmc	94,277.11	96,770.72	99,352.55	102,026.16	104,795.29

4 9® PROARCOR

CONSULTING


2036	2037	2038	2039	2040	2041
16	17	18	19	20	21
284069	289583	295206	300946	306796	312763
232,491.7	237,141.4	241,884.6	246,725.7	251,660.2	256,692.6

43168 44032 44912 45810 46727 47661

8,409.60	8,409.60	8,409.60	8,409.60	8,409.60	8,409.60
56,086.02	58,194.70	60393.86	62,687.59	65,080.18	1 6737642 ;
34,981.43	36,660.54	38,420.24	40,264.41	42,197.10	44,222,57
18,677.09	19,106.66	19,546.11	19,995.68	20,455.58	20,926.05
2,427.50	2,427.50	2,427.50	2,427.50	2,427.50	2,427.50
0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
340,155.50	347,777.29	355,600.27	363,633.32	371,876.63	380339.51
107,663.84	110,635.89	113,715.68	116,907.65	120,216.46	123,646.93

Anexa 4b - Situația centralizatoare a costurilor - Scenariu S2

Anexa 4b. Situația centralizatoare a costurilor - Scenariu S2

Costuri/ An	21)21	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030
Costuri/ An	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Costuri variabile	n.sn	0,00	0,00	0.00	271.820,45	268.309,32	273.387,21	278.558,59	284.032,07	289.615,88
mut prime	0.00	0.00	0.00	0 00	232 725.97	228 531.06	232 91 1.51	237 371,48	242 1 19.33	246 963,00
CO2	0.00	0.00	0.00	0 00	34 188,88	34 872,65	35 570,11	36 281.51	37 007.14	37 747,28
En el+ En Term	0,00	0,00	țf (HJ	0 00	4 905.60	4 905 60	4 905.60	4 905.60	4 905.60	4 905,60
Costuri fixe	0.00	0,00	0.00	0 00	37.725,63	39.062.68	40.455,55	41 906 72	43.418,80	44 994.51
Cheltuieli de op. Ment	0.00	0.00	ooo	0.00	37.725,63	39.062,68	40.45535	41 906,72	43.418,80	44.994,51
Salarii	0 00	0.00	0.00	0.00	20 886.39	21 888 94	22 939.6!	24 040.71	25 194,66	26 404..11
semen cu terii	0.00	0.00	0,00	0,00	14.543,78	14.878,28	15 220.48	15 570.56	15.928.68	16 295.04
Diverse	0.00	0.00	0,00	0.00	2 295,46	2 295.46	2 295,46	2 295.46	2 295,46	2 295,46
amortizare	0.00	0,00	0,00	0.00	0.00	0,00	0.00	0.00	0,00	0,00
Dobânzi	0.00	0.00	0,00	0 00	0.00	0.00	0,00	0 00	0,00	0,00
TOTAL CHELTUIELI	fl.00	u,uo	0,00	0,00	309.546.08	367.372, M	393.842,77	_	327.450.83	334.61039

4 PROARCOR

CONSULTING

Anexa 4b


Costuri/ An	2031	2032	2033	2034	2035	2036	2037	2038	2039	2040	2041
Costuri/ An	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21
Costuri variabile	295310.30	301.115.63	307,042,81	313,081.51	319,248.00	325,531.98	331,944.40	338,485.60	345,161.25	351,966.36	358,906.62
mat. prune	251,902.47	256,937 75	262,079 49	267317 03	272.666 35	278,i 16.81	283,679 04	28935304	295.144.15	301.04 7 03	307.067 01
CO2	38502 23	3927227	40,057 72	40,858 87	41.67605	42509 57	43359 76	4422696	45.11! 50	46,013 73	46934 00
En.elrEn.Term.	4,905 60	4,905 60	4,905.60	4.905,60	4905 60	4.905 60	4,905 60	4905 60	4,905 60	4,905 60	4,905 60
Costuri fixe	46,636.68	48348.32	50,132.52	51,992.57	53,931.86	55,953.98	58,062.66	60,261.82	62,555.55	64,948.14	67,444.08
Cheltuieli de op. Meni	46,636.68	48348.32	50,132.52	51,992.57	53,931.86	55,953.98	58,062.66	60,261.82	62,555.55	64,948.14	67,444.08
Safarti	27.67140	28.999 63	30391 61	31,850.40	3337922	34 981 43	36 660 54	38.42024	40264.41	42,197 10	44222 57
servicii cu iert)	16.669.82	17.053.23	17,445.45	17.846.70	18257 17	18.677 09	19,106.66	19,546 11	19.995.68	20,455 58	20,926.05
Diverse	2295.46	2295.46	2295.46	2295.46	2295 46	2295 46	2295 46	229546	229546	2295 46	2295 46
□ mort nare	000	000	000	000	000	000	0.00	000	000	0.00	000
Dobaita	000	000	0.00	000	0.00	0.00	0.00	0 00	000	0.00	000
TOTAL CHELTUIELI	341,946.9»	349^463.94	35747533	365,074.07	373.179^6	381*485,95	390,007,06	398,747.42	407,716 40	416,914.50	426,350,7(3

Anexa 5a - Cheltuieli salariale Scenarii SI, S2 - varianta cu proiect

Anexa 5a Cheltuieli salariale Scenarii S1 S2 - van anta cu proiect

	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030
Sum	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Operare (angajau)	246	246	246	246	246	246	246	246	246	246
Salarii (inii lei/an)	16.236,00	18.145,94	19.016,95	19,930	20.886	21.889	22.940	24.041	25.195	26.404
Total	16.236,00	_U-U5.94	19.016.95	19.930	20,886	21.889	22.940	24.041	_25J95	26.404

4 9® PROARCOR

CONSULTING

Anexa 5a

Cheltuieli salariate Scenarii SI, S2 - varianta cu proiect
	2031	2032	2033	2034	2035	2036	2037	2038	2039	2040	2041
Sursa	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21
Operare i angajați 1	246	246	246	246	246	246	246	246	246	246	246
Salarii țmu leUan)	27,671	29,000	30392	31,850	33,379	34,981	36,661	38,420	40,264	42.197	44,223
_____Total	27,671	29,000	30392	31,850	33,379	34,981	36,661	38,420	40,264	42.197	44,223

Anexa 5b - Servicii cu tertii Scenarii S1, S2 - varianta cu proiect

Anexa 5b Servicii cu tcrln Scenarii SI Caietorâ	□ - varianta cu proiect	1'21	2022	1023	2024	2025	2026	202’	1028	2D29	2030
Anexa 5b Servicii cu tcrln Scenarii SI Caietorâ	Mod de calcul	HHI ir. «e	mu [ei/an	mu lei/an	mu k^an	mu lei/an	mu lei/an	mu Ict'an	mu fa/an	mu lei/an	mu leVan
St -Sur» (mii hi)	4S55W3043
Operare	Mentciuaiat) 5% j%	Li	12 138	12 414	12 694	12 986	13 284	13 590	13 902	14 222	14 549
Tehnic, Administrativ	AsifPwcttJU	0	1 457	1 490	1 52î	1 558	1 $94	1 631	l 668	1 707	1 746
Costuri		<1	13«94	13.904		HM4	I4J7Î	15.»0	1 < 471	15.929	16.295
Si Surla (mii lei)	■159092160,5
«Mitre	McnlCnulan 5% 2%	0	11 47»	1! 739	>2 CH3I	12 379	12 562	»>S<	13 U»	13 448	1 j 75E
Tehnic Administrativ	Altcum tf.r%	n	1 377	l 409		t V4	1.507	1 s«	1 5?l	1 L14	11.51
CmluH		0		'3 141	13.443	IVSJ	[ J MV	14.393	14.'34	15.I&61	15.409
SACET \|mii lei]	OJJO
	MentnuaiaO.45%	□	n	0	0	o	0	0	0	0	0
Tehnic, Admin tsirati v		0	0	0	0	0	0	0	a	a	0
Costuri		0	0	»	0	0	0	0	0	•	0
TwUl		o	UJ4<		27.6*0	24.296	28 9JT	29.6(3	30.294	ja 991	31.704
/Vie «a 5b

Servkii cu tertii Scenarii Si. S2 -i varianta eu proiect
Cleumte	Mod de calcul	2051	10»	2833	1034	MM	2036	1037		1PM	2040	1B4>
Cleumte	Mod de calcul	nutle^an	mu Jev’an	mu legări	ms ler'an	ma le^an	nw lev'an	mu lei/an	malei/an	miiie»/an	mo Icr'an	nu ler'an
SI Sima (mii lei\|	4S55OO304.5
OpHwe	M CM HIM 10.,5%. 2%	14,884	15226	15.576	15,935	16301	16,676	17.060	17.452	17.853	18,261	18.684
Tehnic Admmisiraliv	A*<w>rcO 1%	1786	1,827	1.B69	1912	1956	2.001	1W7	2.094	2.142	XIH	2’42
Căituri		16.67*	17,M3	17,445	19.847	1S.H7	16.677	19,107	19.546	19.996	70.456	20 92 6
S2 Sima (mii lei)	459092160.5
Operare	McalctnM4 0.$%;2%	14.074	M.W*	14.729	15068	K.4I4	IV«	16.132	16^03	IWW	17^70	17,668
lehnx: AdmmstraUv	Anpinft0,3%	1.689	17»	1.767	1.808	1.850	I.MJ	1,W>	1.980	2.026	1,073	2 12*3
Costuri		15.7*3	U.lU	1 6.407	16.67*	17.2*4	17.661	16.>67	18.413	>i,w	I9J43	19 "M
SACET (mii leî)	0.»
Operare	MmuhUiOWi	0	0	0	C	i:	0	C	0	0	0	0
Tehnic Adnuratfratrv	Alipim 0.115%	0	c	0	0	0	C	11	3	3	□	n
Costuri		•	«	0	0	0	a	0	0	n	0	« ■
______________Total___	_	32,433	33,179	33.942	34,723		36J31	37.174	38.029		30,7*8

Anexa 5c1 - Energie termica - Scenariu SR

Anexa 5e 1 Fnergiu termica - Scenariu St<

SR	UM/AN	2021	2022	2023	2024	2025	J0J6	7027	202a	202<J	2030
B4* Cogenerare motoare	MWh/an	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Cazane CAF	MWh/an		318.679	318.679	318.679	318679	318 679	318.679	318.679	318.679	318.679
Ucog bio	MWh/an	0	o.	0	0	0	0	0	0	0	0
Total „la gard“	MWan__	3IX 679	318,679	318 679	318.679	318.679	318.679	318.679	318.679	318.679	318.679

Anexa 5c!

Ene rtermk* - Stenari» SR
SR	UM/AN	2031	2032	2033	2034	2035	2036	2037	2038	2039	1040	2041
RE Cogenerare motoare	MWan	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Cazane CAF	MWan	318.679	318.679	318.679	318.679	318.679	318.679	318.679	318.679	3l«.67*J	318,679	318.679
Uvughu	MWan	0	D	0	0	0	0	8	0	0	0	0
Total Ja gard*	MWh/ap __	318,679	318,679	318.679	318,679	318,679	318.679	318,679	318,679	318,679	318,679	318,679

Anexa 5c2 - Energie electrica - Scenariu SR

AaKxa 5c2

1- iieirie rlectrka - Scenariu SR
SR	UM/AN	1021	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2020	2029	2030	2031
Cogenerare	MWan	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Cazane CAF	MWan	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Ucugb»	MWan	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Total Ja gard*	MWh/an	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
1 nereie elerlrica - Scenariu SR
SR	UM/AN	2031	2032	2033	2034	2035	2036	2037	2038	2039	2040	2041
Cogenerare	MW'an	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0 /Z, ,
Cazane CAF	MWan	o	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0k
Uccgbn	MWh an	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0 r:
__________Total Ja garrT*__	MWh/an	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0

Anexa 5d - Energie termica si electrica - Scenariu SI

SI	UM/AN	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030
Cogenerare mol oare	MWh/an	0		0	0	147 852	137 017	136.584	136.155	136.155	136.155
Cazane CAF	MWh/an	0	0	0	0	124 626	135 462	135 895	136 324	136 324	136 324
Ucogbio	MWh/an	0	0	0	0	46 200	46.200	46.200	46200	46.200	46 200
Total Ja gard*	MWh/an	0	0	0	0	318.679	318.679	318.679	318,679	318.679	318.679 I

Energic electricii Scenariu St

SI	UM/AN	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030
BE Cogenerare motoare	MWh/an	0	0	0	0	137.648	129.133	128.793	128.455	128.455	128455
Cazane CAF	MWh/an	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
L cogbtn	MWh/an	o	0	0	0	15 264	15 264	15 264	15 264	15 264	15 264
Total „la gard^M	MWh/an	a	0	0	0	152.912	144.397	144.057	143.719	143.719	143 719
Teul „hgard“	MWh/an	n	0	0	C	152.912	144 397	144.057	143.719	143719	143 719

Anexa 5e1 - Energie termica - Scenariu S2

BE Cogenerare motoare

UM- AN

MW an

1021 O

1012

2024

2025

147 852

2020

137017

2027

136.584

202»

136,155

2020

136 155

2030

136.155

Cazane CAF

0 o

o o

135 462

46 200

318679

I24 626

46 200

318.679

136 324

46 200

318 679

0 n

135 895 46'200

318 679

MWh/an MWh/an MWh/an

136 324

46 200

318 679

Ucogbio

Total Ja gard“

Energie lermka• ScenariuS2 SI	UM/AN	2031	2032	2033	2034	2035	ÎOJ4	2037	2038	2039	2040	2041
BE Cogenerare motoare	MWh/an	136.155	136.155	136.155	136 155	136,155	136,155	136,155	136,155	136,155	136,155	136,155
Camne CAF	MWh/an	136.324	136 324	136,324	136,324	136,324	136,324	136324	136,324	136.324	136,324	136,324 /
Ucogb»	MWh/an	46 200	46 200	46.200	46,200	46 200	46.200	46 200	46,200	46.200	46,200	46,209
Total Ja ganT	MWh/an	318.679	318,679	318,679	318.679	318,679	318,679	318,679	318.679	318.679	318,679	318,479

Anexa 5e2 - Energie electrica - Scenariu S2

BE Cogeneraxe motoare

UM/ AN MWh/an MWh/an MWh/an MWh/an

2021

O 0 0

2022

0 o

2023

0 0

2024

0 o

2025

183 5-15

O 15 120 *

198.665

2026

172483 0

15 120

187.603

2027

172.040

15 120

18’ 160

2028

171 602 O

15 120

186.722

2029

171 602 0

15 120

186.-22

171 602 0

15 120

Cazane CAF

Ucogbio

Total Ja gard*

Energie electrica - Scenariu S2
S2	UM/AN	2031	2032	2033	2034	2035	2036	2037	2038	2039	2040	2041
BE Cogenerare motoare	MWh/an	171,602	171,602	171,602	171,602	171,602	171,602	171.602	171,602	171,602	171,602	171.602
Cazane CAF	MWh/an	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
Ucogbio	MWh/an	15 120	15 120	15,120	15,120	15,120	15,120	15.120	15,120	15,120	15,120	15,120
Total Ja	MWh/an	186,722	186,722	186,722	186,722	186,722	186.722	186,722	186,722	186,722	186,722	186,722

Anexa 5f1,2,3 - Materii prime SR, SI, S2

Anexa 5f 3

Materii prime SR	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030
Materii prime SR	mii lei/an	mii lei/an	mii lei/an	mii lei/an	mii lei/an	mii lei/an	mii lei/an	mii lei/an	mii lei/an	mii lei/an
Biomasa	0.00	0.00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Gaz natural	0.00	0,00	0,00	0,00	157.554,78	160 704.07	163.920,86	167.197.62	170.541,88	173.953,61
Total	0.00	0,00	0,00	OOO	157.554 78	160.704,07	163.920,86	167.197,62	170.541,88	173.953,61

Materii prime SR	2031	2032	2033	2034	2035	2036	2037	2038	2039	2040	2041
Materii prime SR	mii lei/an	mii lei/an	mii lei/an	mii lei/an	mii leton	mii lei/an	mii lei/an	mii lei/an	mii lei/an	mii lei/an	mii lei/an
Biomasa	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	000	0.00	0,00	0.00	0.00	0.00
Gaz natural	177,432.84	180,979,54	184,601.23	188,290.41	192,058.32	195,89746	199,815.33	203,811.94	207,891 03	212,048.85	216,289 15
Total	177,432.84	180,979.54	184,601.23	188,290.41	192,058.32	195,897.46	199,815.33	203,811.94	207,891.03	212,048.85	216,289.15

Scenariu SI

Anexa 5f 1

Materii prime SI	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030
Materii prime SI	mii lei/an	mii lei/an	mii lei/an	mii lei/an	mii lei/an	mii lei/an	mii lei/an	mii lei/an	mii lei/an	mii lei/an
Biomasa	0.00	0,00	0,00	0,00	23.481,48	23.950,84	24.430,26	24.918,62	25.417,04	25.925.52
Gaz natural	0,00	0,00	0,00	0.00	191.760,62	191.083,09	194.723,93	198.430.62	202.399,58	206.448,64
_Tota£	JJ»__	0,00	0,00	0,00	215.242,10	215.033,94	219.154,20	223.349,24	227.816,62	232.374,16

Materii prime	2031	2032	2033	2034	2035	2036	2037	2038	2039	2040	2041 ,
SI	mii lei/an	mii lei/an	mii lei/an	mit lei/an	mii lei/an	mii lei/an	mii lei/an	mii lei/an	mii lei/an	mii lei/an	mii lei/an.'^-'
Biomasa	26,444 05	26 972 64	27,512.40	28,062.23	28,623 78	29.195 96	29,779.87	30,375.51	30,983.44	31.603 11	32,235.0*
Gaz natural	210,577.80	214,787.04	219.085.27	223,463.59	227,935.36	232,491.66	237,141.41	241,884.59	246.725 66	251.660.18	256,692.58
Total	237,021.84	241,759.68	246,597.67	251,525.82	256,559.14	261,687.62	266,921.27	272,260.10	277,709.11	283,263.29	288,927.^5

Anexa 5f 2

	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030
Materii prime S2	mii lei/an	mii lei/an	mii lei/an	mii lei/an	mii lei/an	mii lei/an	mii lei/an	mii lei/an	mii lei/an	mii lei/an
Biomasa	0.00	0,00	0,00	0,00	23 426,47	19.803,17	20 199,56	20.603,35	21.015,46	21 435,88
Gaz natural	0,00	0,00	0,00	0,00	209.299,50	208.727,89	212.711,94	216.768,13	221.103,88	225.527,12
__Tqtal	0,00	0,00	0,00	0,00	232.725,97	228.531,06	232.911,51	237.371,48	242.119.33	246.963,00

Materii prime S2	2031	2032	2033	2034	2035	2036	2037	2038	2039	2040	2041
Materii prime S2	mii lei/an	mii iei/an	mii leî/an	mii iei/an	mii lei/an	mii lei/an	mii lei/an	mii lei/an	mii iei/an	mii lei/an	mii lei/an
Biomasa	21,864.61	22,301,66	22,747.96	23,202.56	23,666.87	24,139.96	24,622.75	25.115.24	25,617.90	26,130.26	26,652.78
Gaz natural	230,037.86	234,636.09	239,331.53	244,114.47	248,999.48	253,976,84	259,056.28	264,237.80	269,526.25	274,916.77	280,414.23
Total	251,902.47	256,937.75	262,079.49	267,317.03	272,666,35	278,116.81	283,679.04	289,353.04	295,144.15	301,047.03	307,067.01

Anexa 5f4 - Materii

-preț unitar

Anexa 514 Preț combustibil
				2021		2022		2023		2024		2025		2026		2027	2028	2029	2030
Biomasa		lei/MWh		0.00		0,00		323,14		329,60		336,19		342,91		349,78	356,77	363,90	371,18
Gaz natural		lei/MWh		396,00		396,00		403.92		412,00		420,24		428,64		437,22	445,96	454,88	463.98
Anexa 5f 4			2031		2032		2033		2034		2035		2036		2037	2038	2039	2040	2041
Biomasa	lei/MWh		378.61		386.18		393.90		401.78		409.82		418.01		426.37	434.90	443.60	452.47	461.52
Gaz natural	lei/MWh		473.26		482.72		492.38		502.22		512.27		522.51		532.96	543 62	554.50	565.59	576.90

Anexa 5f5 - Materii

-Consum

en. El

Anexa 5f 5 Consum propriu en El.	UM	2022	2023	2024	2025	2026	2027
	mii lei/an	mii lei/an	mii lei/an	mii lei/an	mii lei/an	mii lei/an	mii lei/an
si	0,00	0,00	0,00	0,00	8.409.60	8,409,60	8.409,60
S2	0,00	0,00	0,00	0,00	4.905,60	4.905,60	4.905,60
SR	10.512,00	10.512,00	10.512,00	10.512,00	10.512,00	10.512,00	10.512,00
SR-S1	10,512,00	10.512,00	10.512,00	10.512,00	2.102,40	2.102,40	2.102,40
SR-S2	10.512,00	10.512,00	10.512,00	10.512,00	5.606,40	5.6(16,40	5.606,40

SCS PROARCOR

CONSULTING

	UM	2031	2032	2033	2034	2035	2036	2037	2038	2039	2040	2041	Teta!
	nui lei'an	mu lei'an	mu let^an	mu lei’an	nu lei'an	mii ki'an	mii Ieftin	mi Ieftin	mii lei'an	mii lei'an	milei/an	mi lei^an	mu lei'an
SI	000	8,409 60	8,409.60	8,409,60	8.409.60	8,409 60	8.409 60	8.409 60	8,409 60	8,409.60	8,409.60	8,409 60	142,963.20
SI	0.00	4,905 60	4,905,60	4,905.60	4905.60	4.903 60	4,905 60	4905.60	4,905.60	4905.60	4905 60	4905.60	83395.20
SR	1051200	1051200	1051200	10,512.00	10512.00	10,512.00	10512.00	1051200	10512.00	1051200	10512 00	10512.00	220,752.00
SR-SI	1», 512 nu	2,102.40	2,102.40	2,102.40	2,102.40	2,102.40	2,102.40	2,102.40	2,102.40	2,102.40	2,102.40	2,102.40	77.788.80
SR-S2	10,512,00	5,606.40	5*606.40	5,606.40	5,606.40	5*606.40	5,606.40	5,606.40	5,606.40	5,606.40	5,606.40	5,606.40	137,356.80

Anexa 5g1,2,3 - Emisii CO2 Scenariul SR, S1, S2

Anexa 5g3 Emisii CO2 Scenariul SR

Emisii COI	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030
Biomasa IMWh.an)	0 00	0 00	0 OO	0.00	0,00	0,00	0.00	0.00	0.00	0 00
Gaz natural (MWh/an)	0 00	0 00	000	30 00	374916	374916	374916	374916	374916	374916
Cantitate (t/an)	o oo	0 00	0,00	85.00	75 718.07	75 718.07	75 718 07	75 718.07	75 718 07	75 718 07
Preț (6/t)	53 70	87 00	88 00	89.00	90.00	91.00	92.00	93,00	94,00	95.00
Preț (let/t)	265 82	430 65	435 60	440 55	445,50	450.45	455,40	460.35	465,30	470,25
ld/»n)	0.00	0,00	0,00	37,45	33.732.40	34.107,21	34.482,01	34.856,82	35.231,62	35.606,42

Etnia ii CO2 Scenariul SR
Emisii COI	2031	2032	2033	2034	2035	2036	2037	2038	2039	2040	2041
Biomasa (MWh/an)	000	0.00	000	000	0 00	000	000	000	000	0.00	om
Gaz natural (MWh/an)	374916	374916	374916	374916	374916	374916	374916	374916	374916	374916	374916
Cantitate (t/an)	75,718 07	75.718 07	75,718 07	75.718 07	75.718 07	75.718.07	75.718 07	75,718 07	75,718.07	75,718 07	75.718 07
PreUE/1)	96 00	97 00	98 00	99.00	100.00	101 00	102.00	103 00	KM.00	105 00	106 00
Preț (Iert)	475 20	480 15	485 10	490 05	495 00	499 95	504 90	509 85	514.80	519 75	524 70
Total cheltuieli (mii Ici/an)	35,981.23	36,356.03	36,730.84	37,105.64	37,480.45	37,855.25	38,230.06	38,604.86	38,979.66	39,354.47	39,729.27

«t 93» PROARCOR

CONSULTING

Anexa 5g1 Emisii Emisii CO2	202 Scenari 2021	ul S1 2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030
Biomasa (MWh/an)	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	o.oo	0.00	0.00
Gaz natural (MWh/an)	0.00	0.00	0.00	0.00	456312	445789	445368	444952	444952	444952
Cantitate (t/an)	0.00	0,00	0.00	0 00	92 156.80	90 031.59	89 946 58	89 862.43	89 862 43	89 862,43
Preț (£/l)	53 70	87 00	0 00	0 00	90.00	91.00	92.00	93.00	94 00	95,00
Preț (lei/t)	265 82	430.65	0 00	0 00	445.50	450,45	455 40	460.35	465 30	470.25
Total cheltuirii (mii	VI	0,00	0,00	0,00	41.«35.16	40.554,73	40.961,67	41.368,17	41.812,99	42.257,81

Emisii CO2 Scenariul SI
Emisii CO2	2031	2032	2033	2034	2035	2036	2037	2038	2039	2040	2041
Biomasa (MWh/an)	000	000	000	000	000	ooo	00O	ooo'	OOO	000	000
Gaz natural (MWh/an)	+44952	444952	444952	444952	444952	444952	444952	444952	4-14952	444952	444952
Cantlate (t/an)	89,862 43	89.862 43	89.862 43	89,862.43	89.862 43	89.862.43	89,862.43	89862 43	89.862 43	89,862.43	89,862 43
Preț (67t)	96 00	97 00	98 00	99 00	10000	101 00	102 00	103 00	104 00	105 00	106 00
Preț (lei/t)	475 20	480 15	485 10	490 05	495 00	49995	504 90	509 85	514 80	519 75	524 70
Total cheltuieli (mii lei/an)	42.702.62	43,147.44	43,592.26	44,037.08	44,481.90	44,926.72	45,371.54	45,816.36	46,261.18	46.706.00	47,150.81

Anexa 5g2 Emisii CO2 Scenariul S2

Emisii CO2	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030
Biomasa (MWh/an)	0.00	0 00	0 0	0,00	0.00	o.tin	0.00	11 Olt	0,00	tl.OQ
Gaz natural (MWh/an)	0 00	0.00	0 00	o.ou	506814	493253	492710	492173	492173	492173
Cantitate (t/an)	0.00	ooo	0 00	0	102 356	99 617	99 508	99 399	99 399	99 399
Preț (E/t)	53 70	87.00	88.00	89.00	90.00	91,00	92 00	93.00	94.00	95.00
Preț (lei/t)	265.82	430 65	435 60	440.55	445.50	450.45	455 40	460,35	465,30	470.25
Total cheltuieli (mii Id/an)	0.00	0.0»	0,00	0,00	45.599.71	44.872.61	45.315,82	45.758,45	46.250,48	46.742,50

Emhii CO2 Scenariul SI
Emisii CO2	2031	2032	2033	2034	2035	2036	2037	2038	2039	2040	2041
Biomasa (MWlVan)	000	000	000	000	001)	000	0.00	000	000	000	000
Gaz natura! (MWtVan)	492173	492173	492\|7J	492173	492173	492173	492173	492173	492173	492173	492173
Cantitate (t'an)	99399	99399	99399	99399	99399	99399	99399	99399	99399	99399	99399
Preț (&t)	96 00	97 00	98 00	99 00	100 00	101 00	102.00	10300	104 00	105.00	106 00
PretOeVt)	475 20	480 15	485 10	49005	495 00	499 95	504 90	509 85	514 80	519 75	524 70
Tulul chel iuțeli (mîi leita)	47.234.53	47,726.56	48,218.58	48.710.61	49,202.64	49.694.66	50.186.69	50,678.71	51,170.74	51662,77	52,154.79

Anexa 5g4,5 - Cheltuieli diverse

Anexa 5h - Preț

ie electrică/Ordin ANRE nr. 85 din 15.06.2022 /

Jnst, Cogenerare	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030
Preț reglementai lei/MWh		425,03	434,89	444,81	454.81	464,82	475,05	485.50	496,18	507,09
Corecție index prel	1,000	2,320	2,280	2,250	2,200	2,200	2,200	2,200	2,200	2,200
Preț corectat (lei/MWh)		434.89	444,81	454,81	464,82	475,05	485.50	496,18	507,09x<*	, '518^.

Anexa 5șt4 Cheltuieli diverse Scenariul SI
Chdtuieîî diverse Scenariul Si	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030
Chdtuieîî diverse Scenariul Si	mu leita	mu leita	mu letita	nui leita	mu leita	mu leita	mu lei/an	mn leita	mu leita	mu leita
485.500.304^2 ] 0^005	0.00	0,00	0.00	0,00	2.420	2.420	2.428	2.428	2.428	2.428
2031 2U32 2033 2034 203S 1 2036 2037							2038	2039	2040	2041
C’lbtjkinrln dive ne Scenariul SI mi teta nwteta muter'an mu teta mu teta * mu teta mu Ierta							mu teta	mu teta	mu teta mu teta
__4g53<X 1,104.52________, O.OOS_____________2,428 2,428 2,428 2,42» 2JU ; 1,428 2,428							2,428	2,428	2,428	2,428

- -		2021		7022		2023		2024		2025		2026		2D27		2028		2029		2DJU
		mu leita		mu leita		mu leita		mu leita		mu leita		mu teta		mu leita		mu leita		mu tei/an		mu leita
459.092.160 I 03W		0,00		0,00		0,00		Q,M		2.215,46		2.295,46		2.295.46		2.195,4»		Î3«4»		2.215,46
Cheltuieli diverse Scenariul S2	2051		2032		2033		2034		2035		2036		1 2037 203»		2039		2 (MO		2041
	m» Ierta		mu teta		mu tețta		mu teta		mu Ierta		mu Ierta		mu teta • mu teta		mu Ierta		mu teta		mateta
459,092,160 \| 0.095	2495.46		2495.46		249546		2495.46		2495.46		2395.46		2495.46 [ 2,295.46		2495.46		2395.4»		2495.46

Inst. Cogenerare	2031	2032	2033	2034	2035	2036	2037	2038	2039	2040	2041
Preț reglementat (lei/MWh)	518,25	529,65	541,30	553,21	565,38	577,82	590,53	603,53	616,80	630,37	644,24
preț	2,200	2,200	2,200	2,200	2,200	2,200	2,200	2,200	2,200	2,200	2,200
Preț corectat (lei/MWh)	529,65	541,30	553,21	565,38	577,82	590,53	603,53	616,80	630,37	644,24	658,41

Anexa 5i - Preț certificat CO2

- ■---1-----

Preț CO2

Inst. Cogenerare	Z021	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030
Cogen Inalta Eficienta
Preț CO2(€/t COZ)	55.00	85.00	87.72	90.18	92.43	94.28	96.16	98.09	100.05	102.05
Corecție index preț	1.000	1.032	1.028	1.025	1.020	1.020	1.020	1.020	1.020	1.020
Preț corectat (€/1 COZ)	55.00	87.72	90.18	92.43	94.28	96.16	98.09	100.05	102.05	104.09
Preț corectat (lei/1 COZ)	272	434	446	458	467	476	486	495	505.	515

Preț CO2
Inst. Cogenerare	2031	2032	2033	2034	2035	2036	2037	2038	2039	2040	2041
CogenInattaEficienta
Preț CO2 (€/1 CO2)	104.09	106.17	10830	110.46	112.67	114.93	117.22	119.57	121.96	124.40	126.89
Corecție index preț	1.020	1.020	1.020	1.020	1.020	1.020	1.020	1.020	1.020	1.020	1.020
Preț corectat (€/1CO2)	106.17	10830	110.46	112.67	114.93	117.22	119.57	121.96	124.40	126.89	129.43
Preț corectat (lei/1CO2)	526	536	547	558	569	580	592	604	616	628	641

Anexa 5j - Centralizator date Variantă fără proiect

		2021	2022	2023	M14
Randamenl Câfienerare	%	OM	0.00	o.m	ano
Rnndnmrnl Rețea	%	42.13	_____«,13	35,00	30,00
Ramfament CAF	%	M.W	85,00	•5,00	15,00
Randimenl Sursa	%	M 00	■5.00	as,oo	35,00
Energie termica		O.M
C> generare	MWh/an	8,00	0.00	D.00
UfCo^ Cazane	MWh/an	D.DQ	0,00	»,00	CUM
Consum unhprlu	MWM»	0,00	0 00	0.80	D,<O
Total produs	MWh/an	B,W	0.00	o.oo	0.00
tn.Tcrmka facturata „la consumator"¹	MWh/an	IM 435	«4.41»	ieri 4i	223.075
Preț en.termica
Consumatori casnici	kVMWh	o.oo	o.oo	0 00	ooo
Consumatori non-cssnici	kVMWh	o.oo. _	□ 00	1. 0	0.00
Combuitibi	Mwhfan	0,00	Ol DO	0.00	Q.W
Enerpta FJecIrica		0,00	OM	ROD	0.00
Eu,EL produsa	MWh/an	0.00	A»	i-YOO	OOO
din care		□ 00	o 00	000	OM
En.ELContum propriu	MWh/an	0.00	ooo	U.00	C.M
Fn.EJ. Livrata	MWh/an	□ 00	.oo	noo	0,M
En.El.schema de sprijin	MWh/an	0.00	0,M	ooo	0.00
IprrL en ri.		□ 00	□ 00	0 00	0,00
1 roi.	lei, MWh	0.00	OM	0,00	0.00
Combustibil	M*h/an	0.00	0.00	000	000
*Bonui r-Ofenerarc		&.0O	0,00	O.M	O.M
l^:COf.	ki/MWh	O.00	0,00	0.00	n.M _ _
IComhuwibU confrj; orație	MWh/an	•w	0.00	0.00

En. (Mimări ^rod. Sepi ral	MWh/an	000	n.oo	OM	0,00
Ec.en.piim»r>	MWh/an	0,00		0,M	B.E»
	L*P.	0,00	0,00	0,M	U.M
	%	0.00	0,00	0,M	0,00
Preț iaz natural	lei/MWh	396.00	'•96.00	403.92	412.00
lEmuii CO2
Bfoman	MWh/an	0.00	u.in	otxi	0.00
Cantitate	t/an	0 00	0 IM	>lt»	000
Preț		0.00	goa	OOP	ooo

2025

2026

2027

2020

2029

2030

0.00	0.00	0.00	0,00	0,0n	0.00
2\00	29.00	15.00	12.00	U.oo	12.00
85 00	15.00	«M»	»!,00	15.00	85 00
«M*___	15.00	>J00	15.00	45.00	B5.00

i.OO	1^0	0,00	a,oo	0.00	0,00
31S.671.76	311.671,76	311.671,76	318.6^ ,76	318,671,76	318.671,76
		9.56036	».M03<	9 560, M	9 466.U
311.678,76	■ . = 318 471,76	318.671,76	311.671,76	318.171,76	318.678,76
239.009	1M.W	lintrr		280.437	280.417

893,86

154.70

374.916.19

. 914,41 374.916,19

2^45 854,70

374.916,19

IM,78 374.916,19

971,97

854,70 ^4.916,19

□JOI^

37£91*J1

J^0

--£2®

____BJ®.

- .12®.

0,00

rr.oo

W«

0.00

U.00

apo

0,00 iOO

0,00

49]_l62

374JLM9

W,M 374,916,19

516,59 374916.19

*28,47

374.916.19

.. 540,63 37016,19

553,06

Centralizator dale Varianta Tara proiect
		1031	2032	2033	2034	203S	2036	2037	2038	2039	2040	2041
Coftnerart	%	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	000	0.00	0.00	000
Randament Rele*	%	1200	1200	12.00	12.00	1200	1200	12.00	12.00	1200	1200	12.00
Randament CAE	%	8500	8500	85.00	85.00	8500	8500	85.00	85.00	85.00	8500	8500
Randament Sun*	%	8500	8500	85.DO	85.00	8500	85.00	85.00	85.00	85.00	8500	85.00
f-nerpe tenwca
Corner are	MWWan	0.00	0JM	OI»	0.00	000	0.00	000	000	ooo	000	000
UfUc®. Cazane	MWin	318078.7*	318071.76	318078.76	3180 78.76	318078,7*	3113.78.76	318.678.76	318078.76	318078.7*	318078.7*	318078.7*
Comuni propriu	MWm	930 J	9.5*036	906036	93W3*	>56036	9^6036	93«36	9303	936036	93*0 36	906036
Total produs__	MWWan	318078.76	3184171.76	318078.76	318071.7*	318078,7*	3183)78.76	318^78.76	318078.76	318078.76	318078.76	318078.76
En.Tennka facturata „Ea consiimaior”	MWWan	JM.U7	2*0,437	2SfUJ7	280,-137	2SW7	2M.4J?	2»O,437	280J37	2JMMJ7	2S0.4J7	2MJ37
Preț endemica
CartsunTaMn casntct	tel/MWh	101432	104809	1,072.19	109635	1,112311	1.147^9	1.17429	130130	132833	1J57J9	1486.11
Consuma ton non-casrtti	tei/MWh	854.70	854.70	854,70	854.70	854.70	854.70	854.70	854.70	854.70	854.70	854,70
Combusltbi]	MwWan	J74.916.19 ¹	374016.19 ¹	374.91649	37401*19	374016.19	374316,19	374316.19	J743I619	374316.19	374316.19	374316.19
Energia Efednea		—
Eh. El. produsa	MWh/sn	0.M	0.00	0.00	0.00	000	000	000	000	0.00	000	000
din cart
_______ E n.EI.Cons um propriu	MWh/an	0.M	0.00	000	0.00	0.00	0 00	000	000	0.00	000	ooo
En.El Livrai*	MWWan	0.00	000	000	0.00	0 00	0.00	000	0.00	000	0.00	O0O
Eu.El.schema de sprijin	MWin	0,00	0.00	000	0.00	0 00	0.00	000	000	ODO	D0Q	000
Preț rn.el.					_________________________I_____________________________
Ucoj.	leVMWh	OM	0.00	000	0.00	0.00	000	000	000	000	OM	000
Combustibil	Mwh/an	0.00	0.00	000	0.00	0.00	000	000	UDO	000	000	000
Donul cogenerare
_____ Ucoț.	lei/MWh	565.78	57800	592.11	605.73	619.66	633.91	64849	663.41	678.66	694J7	71024
Combustibil con figurație	MWVan	374316.19	37401*19	374,916.19	374,916.19	374316.19	374316.19	374316.19	37431*49	374316.19	374316.19	374.916.19
Energia primara
En. primara prod. Separai	MWm	36*49743	3M39743	366397J3	366,297.43	366497.43	36*297.43	366J9733	3*649743	36629743	36*497.43	36649733
Ec.en. prim ara	MWWan	-mimb	-1411.76	-8018.76	-8018.76	-8018.76	-8418.76	-8418.76	-8018.76	-8018.76	-8018,7*	-801B.76
	La.p,__	-7M09	-738*9	-75809	-753 09	-758.69	-75849	-75809	-75809	-75809	-75809	-75809
	%	-233	435	-235	-135	-235	-2J5	-135	JJS	-205	•235	•2J5
Pre i gaz natural	Fei/MWh	47326	41172	49131	50222	51227	52ZSI	33296	W.62	<M50	565 59	31*90
Emî\|U CO2
Biomasa	MWWm	V'J\|	uni	au&	OU)	urn	U Ui	0 00	auu	DUD	uw	000
Cantitate	t/an	091	DOG	8(1>	OU)	am	am	am	om	am	am	am
Preț	kUl	_____tui	uoo	a o®	om	4I.W	000	om	om	am	om	am

Anexa 5k - Centralizator date Scenariul S1

		2021	2022	2023	1024	2015	2026	2027	2021	2029	2030
Randumenl Cnirnrrnrc	%		M.00	tl.M	M,M	».M	M.W	n.no	M.00	84,00	U.ou
Randament Retra	%	4W	42,13	35,00	3 a. oo	1'. 1»	24.00	HM	1^00	12.00	IV»
Randament CAF	%			94.50	94,30		94W	94,50	94 50	94,50	94,59
Randament iurta	%			94,50	94.50	♦0.14	90.45	w>,«	•0,46	M.«	90,46
Eneteie lermtca
C?awiffMc	MW»	0.00	°°°	0,00	0,00	i4?a5j_ru	137.017J2	WMJ/l	136 1*4,75	136*154.75	136 J 54,73
UH l-h Cazane CAF	MWh/an	D W		879.10	179.10	JTL 7(14.22	IU 541.33	IU *74.74	]H 4J .il	1*3 403.81	183 403.81
Consum propriu	MW Wan			179.10	<79,10	79. 0	>79. W	879,80	879.10	179,10	*79,80
Total i rodul ,	MWWan	D.GO	*■»	31955156	179.10	319 55*. 56	3\|0 55156	319 551.56	319 558.56	319551,36	3193 SI.56
En.Termica facturata „la jard“	MWh/an			318 679	0	318 679	318,679	318.679	118679	li 8 «9	311*7?
hn. Termica facturata „la Consumator**	MWh/an		184,419	HJ.14I	m»»	ZJ9.W9		370.877	JS0.437	HIU37	1IMI7
Preț en.term*ca
__Comumaton casnicii	ki/MWh	414,16	>»J4 .	•54,70	mu		itMi	915,48	«6.96	171,V _	1101,49
Consumator» noo-casricj	lei/MWh	414,16		>54,W		_____	JHxtt .	935,48			1 *1,49
Combustibil	Mwh/an	0.1X1	11,IN	WLOO	«1.00	J40.71J.71	348.366,81	348.832,94	348.799.41	34S.799.41	348.799.41
Enertia Electrica _
En.El.produsa	MWh/an	0.00	o,W	QOU	•M	1*2.9] 2,12	144.397,22	144.056,62	143,719,43	143.719,43	143.719,43
din care
En. El.Consum propriu	MWh/an	DM	0.00	o.oo	0,00	4.672, >1	4.412,14	4 401,73	4 391,43	4.391,43	4.391,43
En.Et Lkf8ta	MWh/an	o,». .	0 00	0,00	0 00	143,239,81	139 915,08	139.654,89	139.321,01	139.311,01	139 3»,01
En.D.Khema de sprijin	MWh/an	0,00	0 00	______O.oo	a oo	148.239,81	139.985,08	139.654,89	139.321,01	139 521,01	139.311^01
Prel en.d.
T co_x	lei/MWh	0,00	0.00	0,00	0.00	464.82	4«,M		4HJ8	507,09	511,25
Combustibil	Mwh/an	0,00	0,00	a.oo	ow	173 763.78	164 087,75	163.700,71	163 317,54	163.317,54	163.317,34
Bonus eoxenerare _
Uc«l-	let/MWh	0,00	ooo	0,00	0,00	504,98	511.59	528,47	546.63	5SJ,D6	565,78
Combustibil eonExurplie	MWh/an	".W..	000	COO	0.40	523.477,80	511.954,57	512.8)3.65	512.11^95	512.116,93	512.116,95
Ehertia primara	MWh/an		l.m	C.tK	u tu	523.477.50	512 954.57	512 533,65	512.116.95	51LIJA,9S	3111110.»
En.primara prud. Separat	MWh/an	c ro			•JM	655 122,13	519.607,95	519.119,14	511 640 \|7	5M.Mii. 17	581. MO, 17
Ec.en. primam	MWh/an	0.00	aoa	O.M		132 344,63	76 648 31	76.5*5.49	76J23.22	76.523.22	76.52 3 22
	IC.R.	0,00	0.00	0,00	C,M	11 379.50	6.590,57	6.515.17	6.579.8!	6.379,11	6.579.81
	%	o.no	0.00	O.M	0,00	20 11	13.00	13.00	13.00	13.00	1300
Trei jțax natural	let/MWh	3% «XI	396.00	401	412.00	420.24	421.64	437.22	445,96	454. M	463.98
Emilii COI
Bkmaw	MWh/an	o.oc	0.00	n.W	0.00	0.00	0.80	O.OO	<1.00	0.00	0.00
Caalllatr	Oaa	0.1*5	0.00	0,00	apei	0.00	0.U1	II.IMJ	0 00	uoo	U DU
Preț	Jei/t	245.12	430,65	435,60	- «AA? ,	445.W	450,45	455.40	460.15	465.30	470,25
Prețuia natural			m.o	46) 9	-	r___£22___	42t.6	457.2	44â.a	454,0	4t4 0

4 PROARCOR

CONSULTING

Centralizator dale Scenariul S]
		iau	2032	2033	2034	2035	2036	2037	2038	2039	2040	2041
Randament Cogenerare _	%	MM	MM	SIW	8SM	M.M	MW	88.00	BBDO	M ta	M«	MM
Randament Rețea	%	UDO	124»	Xxx	Xxx	Xxx	12.00	Xxx	Xxx	Xxx	12.00	UDO
Randament CAF	%	9450	94.50	9430	9430	9430	9430	9450	9430	9450	9430	9430
Randament suna	%	9046	90.46	90.46	9046	9046	9046	9046	9046	90.46	90.46	9046
Energie ternuca
Cearta»»	MWh/an	136,154,75	136,154.75	136,154.75	136,154.75	136,154.75	136,154-75	136.154 75	136,154.75	136,154 75	>36,154.75	134,154 75
UfC-s Cazane *F	MWh/an	183.403.11	IK3.4O3.il	10.40351	i moșii	IC.4O3.lt	IK3.4a3.lt	II3-K7 8\|	183,40381	11140311	>81403.81	183.40381
Consun prapru	MWh/an	179 rn	879.K)	57910	579 to	«9.xx	xxxxx	179 W	179 W	17910	17910	879 80
Tatii produc	MWWan	31W156	î» MC $6	V.	31935156	31935136	31955136	31953856	31935156	31955856	31935156	31935156
En. Termic a facturata «la țard“	MWh/an	3t».4W	31H670	tSS<,79	Jt8.479	311,679	318 679	118.*'."»		318,679	UH.6TQ	311.67876
En. termica bctnrata «la co ni ti mal oC⁴	MWh/an	wn	280,437		280,437	280,437	280,437	JAMJ7	m.437	388,«T	1MM37	280,45731
Preț en.lermka
Consumatori casnici	lel/MWh	14)2451	IM.»	1,071.19	IJ096JS	1J22D8	1.14739	1.17449	MOLJo	M20J3	W719	1416.11
Caraunalon non-catnic.	l'UMVMi	14)2452	1545.09	1J072.I9	139645	1,U2D«	1,14739	147449	tJOlJO	142853	[J5719	U».ll
Corn bas tib€	Mwh/on	MS.7M.41	348,799 41	Jtt.799.4L	34S.799.41	3tt.7W.41	348,799.41	343.799.41	348.7M.4l	548.799.41	348,799.41	Jtt.7W.41
Energia Electrica
En.EI. produsa	MWh/an	144.71943	143.719.43	143.71933	143.71943	143.71943	143,71943	143.71943	143,71943	143.719 43	H3JU43	143,719.43
din care
En.ELConsum propriu	MWh/an	4J9M3	4J9I.43	437131	439143	439143	4391.43	439143	439143	439143	4J9M3	449M3
EilEL Livrata	MWh/an	159-3X801	139415.01	139325.01	IJ9JMD1	13932101	139321.01	J39321DI	1J9JMDI	13931801	U9J28D1	IJ9J28DI
En.EJ.schema de sprijm	MWh/an	119420.01	139325.01	139 J25 Dl	LJ9318D1	U93 28.0I	I39328DI	1J93MDI	1393HDI	139328.01	IJ9318DI	U9428Dt
Preț en e1.
teop.	lei/MWh	52965	54130	55331	56538	5TL82	59053	60333	61640	63037	644.14	658.41
( vmbustibU	Mwh/aH	I6JJI734	16331754	16331734	16331734	16331734	16331734	16331754	16J3U34	16331734	16JJ1754	16441734
Demis regenerare
t Cog.	lei/MWh	57130	591.11	605.73	619.66	63351	64149	663.41	67146	69437	S10J4	72658
C ombustibil conifuratie	MWh/an	SU.I1635	$11,116.95	512.116.95	512,11635	511,116.95	$1241635	512416.95	512,11655	512,1163$	5UJ 16.9$	51UI6DS
En» r jia primara	MWh/an	512.116.9$	512,1169$	111.1169$	$12,1169$	5l2,tK95	512,11695	512,11695	512.11695	512.11495	512,11693	512.11695
En.primara prod. Separat	MWh/an	SUMO. 17	5M.WO17	5M.MQ 17	ÎU^LJ?	518,61017	5U6HJL7	5M.64O.17	381.64017	m.hjtU7	5M.6W. 17	5XV>UL 17
Ec.en. prim ara	MWh/an	76323.22	7632322	7G32122	7632322	763H22	7632322	7632122	76,523.22	76323 22	76323^2	76J2322
	Le.p.	637951	637*31	637931	6479JI	637931	637931	6479 Jt	637941	637931	637941	6479 Jt
	%	1300	13.1»	13 00	13.00	LUX)	]J00	13.00	13 in	1300	pQQ	13,00
Preț gat nătărăi	kiWWh	473 26	4U72	49231	M2Z2	51127	MZSt	53296	$4162	554 50	«3 9?	V49U
Emilii COZ
Dfcjraasa	MWh/an	mu	am	uoo	OUI	UUJ	acu	nou	UUJ	nou	Odi	<i<n
CutlIM*	t/an	Util	Xxx	Xxx	Qftl	UIMI	aou	MII	uuu	uoo	ODU	(UNI
Preț	1eî/\|	475 2ti	480 15	455JO	49UO5	495.00	499W	SM90	509 8$	514 W	51973	52470
Preț gu wu al__	lei'MWh	473 3	____ 48.7 7	4^2 4	5022	JIU		sm	543 6	«4 5		5?61

<<<8OPR0ARC0R

CONSULTING

Anexa 51 - Centralizator date Scenariul S2

		3021	2021	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030
Rnndamenl CosHierare	%	0,00	000	0,00	C.00	MW	UOO	M_rW	M.00	«DO	«00
Randament Rețea	%	0,00	O 00	«M	9.00	ULM	M 00	1'00	12.00	12 00	UDO
Randumenl CAF	%	o,uo	0.00	1.00		95.70	95 70	95.70	n?o	9\70	95.70
Randament Surla	%	100	0.00	0,00	0,00	91.5*	91.01	91,03	9!,W	91. m	91-04
Fn«»Mțt ternii ca
Cogenerare	MW»	Mu	0,00	0,00	0,00	194.052,33	IU.217J2	182.713,82	181354,75	112.354,75	18X354,75
UfCoK_ Cazane CAF	MWh/an	0,00	318.678.76	318.678,76	318*78.76	124.616,43	135.461.54	135.894.94	13*324,01	136,324,01	1J6J24.O1
Consum propriu	MWhAin	0.00	6471A*	64^41	647J,»		6J7JM	6.37J,58	6373,53	M73J*	&J7JA8
Tolal produs	MWUan	0.00	318.6^.76	318 678,76	318.618,76	31S.67BJ6	_ 311.671,76	J18.h?M6	318.613,76	318.6H.76	318.6^1,76
En.Trrmka facturata„h jard*⁴	MWh/an	0.00	3ILJO5.I8	312403,11	317 3*5 Jl	IU WJI	>11305.11	312 305 II	212 W II	3IZ3P5.il	IU 304.11
En.TcrmK* facturata „la consimtalor*	MWh/aa	IU.W	IMJIO	Wi.Ui	ÎU.STț	2J9,fiO¥	254511	tTaim	1SL4J7	HX437	:*i).4r
Preț en.tprmka
Valoare medie unu ala	M/MWh	414,»	U531	"V»	174,W	193,86	9(4.41	035.43	95*. M6	*71 97	1.001.4*
___ _ _______inndușjv subvenție	leVMWh	ii 00		... *H?»	1’4 10	193,16	914.41	935,45	♦50.9*		1.001,49
Cgmtmstibt!	Mwh/pp	o.oo	M»		0 00		337 iii ai	337 760.34	337.683,31	337 613.31	317*1'1.38
Energia Deetrica gat
En.El. pro dusa	MWhfaq	000	0 DO	O.oo	• w	183 545,36	172.482,69	172.040,18	171.631,10	171,60240	171 602,10
din care
En.FXC<mwm propriu	MWh/an		0 00	000	0.00	■1.81177	3 837.63	3.127.79	3.3lB_rD4	--- 3.318,04	3^18,04
En.El. Livrata	MWWan	. 1100	000	ow	... o®⁰	179.461,49	168 645,05	168.211,39	167 134,06	167 781,0*	167 ■’M.O*
Em EL schema de vprijin	MWh/an	0.00	000	aoo	0 uti	179,461,59	163.645,05	168.211,39	167 114,06	167 ^84,06	167.184,06
;Frct cn.rl.
Ueoț.	kVMWh				a. Ou	4M.82	475,05	485,<0	496,11	307,09	518,25
Combustibil	Mwk/in		0.00	a«	aoo	208,574,37	I96.0OJ.O5	\|95 5W,31	195 001,31	195,001,33	195.001, M
Bonul cogenerare__
_____________________________liss^	leVMWl	0.00		481.76	49X62	W4.9S	516.99	541,47	MO,63	553.06	565,71
Combustibil configurație	MWh/an	0.0»	000	aoD	0.00	MS.WSȚ»	<33.841,13	533.260,55	532.6*5,77	5M.685.TF	531.685,77
■Eneftia primara
En.iprimara feud. Separat	MWh/an			• cm	0 trj	711609,42	601 736 46	6W«H 54	690.074.97	690 Q74.97	690 074 97
Ec. ea. primara	MWh/an				0.00	164.253.65	157.895.32	157 WQ.99	157.J89_2O	137 389,20	15 7.3 89.20
	t.c.p.				0,00	14 4*3.95	13.899,24	13.I7S.IS	13 854 68	13.854 68	1X854.61
	%				0,00	23.05	22.83	22,«2	22.81	22,81	22.11
Preț mamita PCI	leVMWh			4O3.V2	41100	420.24	421 64	437.21	445.96	4MM	463,91
Preț gat natural	let/MWh	396.00	396.00	403.92	41100	420.24	421.64	437,22	445.96	4S4 II	463.91
Emisii CO2
B«omm	MWh/an	o.on	UIMI	0,00	0,1X1	0.00	0,00	»,0G	0 00	I W	D 00
Cantitate	v*»	000	U.00	— A¹ _	EOU	(LDO	ȘjOO	000	o.oa	u Cn	0 00
Prtl	ki/i	265.12	JM.S5 .Z	s GhToj î	< 4*LU	«IM	450.45	495.40	4*0,15______	4*5, JQ

< cntralizator date Sceuari		ul S2											■
			2031	I0J1	1033	2034	2035	2036	2037	203B	2039	2040	2041
Randament Cogenerare		%	88.00	8100	ts.oo	88.00	MM	88.00	8800	88.00	M.W	MW	MM
Randament Rețea		-A	12-00	11.00	li 00	L2.M	12.00	UDO	1100	UDO	12.00	12.00	12.00
Randament CAF			95.70	95.70	95.70	95.70	95.70	95 70	95 70	95.70	95.70	9$ 70	9570
Randament Suna		%	924H	»1JM	92.04	92JM	92 04	92D4	92D4	9204	92.04	92 04	92D4
Fncrpe tenmca
Copencrare		MWWu	1*2454-75	1*24 54.75	182454,75	182454.75	182454.75	1*2454.75	182454.75	IB1454.75	11245445	182454 75	182454.75
UlUojf. Cazane CAF		MWVan	136424 01	1364244)1	13642401	1364244)1	1364243)1	116414.01	13632401	136324Dl	136424.01	1J64244H	136424.01
Consum prep™		MWm	6473.58	637348	6J7341	64 73.58	647338	6J71J1	647341	647338	647338	637338	6J733»
Total produs		MWm	31 *>78.76	318478.76	318471,76	311478.76	318471.76	318471.76	318471.76	318478.76	318478.76	318478.76	318.678.76
En. Termica facturata „la gard"		MWh/aa	312305.1»	3123051»	31X30511	31X305.1*	312305.1»	JIL3O5 1I	3IX305H	312305.1»	3L230J 11	>12 W tt	312303.1*
En.Ternsica facturata „la consnnutor"		MWWan		îMun	280,437	2«l«7	m, -irr	2SQ.437	2RO.437	2W.437	ltO,4J7	ZSfi,J37	280,43731
Preț erLtennka
Valoare med» aanuab		hi/MWi	1.02452	1.04*09	1,072,19	1.096*3	1.127 M	LL47.I9	1,17429	140130		1357 19	L2V.1I
mc kMtv s^venlte		tei/MWh	1.02452	13U >»	1.072.19	LO96 85	1.1210	1 14719	LI7429	130130	142193	1257.19	121411
Combustibil		Mwh/an	337,6833*	337«3 38	337,683.3»	337,6133»	337,6133»	337.61338	337,6133»	337,03.31	337.6833»	337.68338	337.6S3J»
Energia Electrica
En. EL prudul a		MWh/an	17001.10	171402.10	171402.10	171402.10	171402.10	171402.10	171402.10	171402.10	171402.10	171302 10	171401.10
din Care
En-ELConaum propriu		MWh/att	3.111 W	3,811 IM	3.ÎI1W	3.11804	UltW	3JU»	j.miM	3.841 M	Win	3.118 (M	3.11*04
En.EL Livrata		MWh/an	167,784.06	I47.7MM	167,784 J06	167.7842)6	167,784.06	167.784.06	167,784.04	167,784J06	167.7*4 D6	167,784.06	167.7S4D6
En El.schema de sprijin			167,784.06	167.784.06	167,78406	167.7*4 W	167,784.06	167.784.06	167.784D6	167.784D6	167,7*4.06	167.784 D6	\|6',7*4D6
Preț tn.el.
Ucog.		leVMWh	529*5	54130	553-21	M53I	S77JJ	590.53	603.53	616JO	6J037	644 34	65831
Combustilnl		Mwh/an	195.00248	195,00238	195JM2J8	IMfltllJI	19540248	I95DO2J1	19540238	195JM238	1WD013B	195D02J*	I95DO2J8
Bonn* cogenerare
Utog.		Iernii	57850	592.11	605.73	6I5.M	6J551	64849	663.41	678*6	694X7	71OJ4	72638
Combustibil configurație		MWan	532,685.77	532,685,77	532485.77	532>»5.77	531485.77	$32.685.77	532485 77	532485.77	5324*5.77	<124*9.77	532^8$.77
Energia primara
—■	En.primara prod. Se^auat	MWh/an	uwnts?	tMJ.074 97	690.074.97	690.074.97	««.07497	(SQ.OT457	6WW4ST7	uvm w	««.07457	««07497	690,074 97
—■	Ec.cn. primara	MWhlao	ISWJi	B7JDXI	H7J894D	15734930	I573Î920	157319^)	l.'JUtlZO	157JW2Q	15738920	!<7J»920	157JW2O
		te.p.	13,854(4	13JU46S	I3.8S4.6*	11854.68	13454 68	13434 68	13.854.6»	13354 68	11546	13.854 6»	1-W*
		%	zzu	3211	22 «1	22*1	2Z»\|	2181	2X8!	22.81	2X81	22.11	2381
Preț Bioniua PCI		leUM^b	473%	0172	49138		51127	52251			55150	36339	57690
Preț gu natural		leVMWh	47126	41272	49238	«222	3U27	522.51	53X«	543 62	554W	56539	5WW
Emuli COZ
Biam as a		MWh/an	640	Ol»	0(0	tw	000	000	O.»)	aw	000	tlin	UDO
Cantitate		t/ao	BOI	OU)	0.(0	oa»	iun	om	(IDO	ao>	Q.t»	0.00	Qtn
Preț		_	473 30	4» <5	M5 ta	490IB	4*^ '(1	W>5	5O4W	SOT85		31973	524 70

4 9® PROARCOR

CONSULTING

Anexa 6a - Situația centralizatoare a intrărilor - Scenariu SI

Indicatori/ An	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
	mii lei	mii lei	mii lei	mii Ici	mii lei	mii Iei	mii lei	mii lei	mii lei	mii lei
Total intrări, din care:	0,00	0.00	0.00		3S7.402.21	3719^08	3)4.996,69	412.823,79	422.249.61	431.890.70
Venituri din operare	41.00	0,00	0.00	tKOO	282.544,50	299,612,97	321,1*2.83	337.499.16	345.19^51	353 061,29
Enctste elecirtca	000	0.00	0.00	0.00	68 904.87	66.499.40	67 802,08	69 131,53	70.652,42	72 206,78
Energic termica	0,00	0.00	0.00	0,00	213 639,64	233 123 57	253 390,75	268 367 64	274 540.09	280 854,51
Bonui eoernerure	0.00	0,00	0,00	0,00	74.857,71	72.315,11	73.M3.I6	75.324.63	77 057,09	78.829,41
Credit bancar	0.00	o.oo	0.00	o.oo	0,00	0,00	11,00	0.00	0,00	0,00
Subvenții de preț gospodarii	0,00	0,00	0.00	0,00	8,00	0,00	a,oo	0,00	0,00	0,00
Finanțare nenmhunnhih	fi.oo	0,00	<1.00	14,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	- 1 0,00,
Contr.nrotrie	0100	0.00	0.00	OjM	0,00	0,00	0.00	0.00	0,00	_____________2^21

Situația centralizatoare a intrărilor - Scenariu SI

Indicatori/ An	1031	2032	M3J	2U34	2035	2036	2037	2038	2039	2040	2041
	II	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21
	mii lei	mii lei	mii lei	mii lei	mii lei	mii lei	mii tei	mii lei	mii lei	mii tei	mii lei
Total intrări» din care:	441,751.97	451,838.47	462,1553	472,70734	48330134	49434137	50533334	517383.62	529,197.51	54M81J2	553,640.93
X eniluri din operare	361,109.49	369J4UI	377.760.64	386372.06	395,179.84	404.188.47	413.40233	422326.70	432,465.78	442,324 66	452,40837
EnciKie elecinca	73 795 32	75,418 82	77 078 04	78 773 75	80,506 77	82,277 92	84,081	85.937 98	87.828 61	89,760 84	9\| 735 «
Energic termica	287JI4 17	293 92239	300 6826	307.598 31	314.673 07	321910 55	329314 49	336.888 73	344.637 17	352,563 82	360672 79
Bonua cogenerare	80,642,48	82,497.26	84394.7	86335.78	88,32150	9035239	92331.01	94356.92	96,731.73	98,95656	101432^6
Credit bancar	0.00	0.00	0.00	0,00	o.oo¹	0.00	0.00	0,00	0.80	0.00	0.00
Subvenții de preț gi rtjXMiiru	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
Ba&uUre nerambun abil»	0.00	0.00	0.00	0,00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
Contr. proprie	0.00	0.00	o.oo	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0,00	0.00	O.H

PROARCOR

CONSULTING

Anexa 6b - Situația centralizatoare a intrărilor - Scenariu S2

Indicatori/ An	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
	mii lei	mii lei	mîi lei	mii lei	mii Ici	mii lei	mii lei	mii lei	mii Ici	mii lei
Total intrări, din care:	0,00	0.00	0,00	0.00	453.197,16	400.358,39	423.953.15	442.327,20	452.417,48	462,738,00
Venituri din operare	0,00	0,00	0,00	0,00	362.573,17	313.237,78	335.057,42	351.618,44	359.622,41	367.808.64
Energie electrica	0,00	0.00	0,00	n.w	83 417,38	80 114,21	81.666.67	83 250.80	85.082,32	86.954,13
Energic termica	0.00	0.00	0.00	0.00	279.155,79	233.123.57	253.390.75	268.367.64	274 540.09	280.854,51
Bonm cogenerare	0,00	0,00	0,00	0,00	90.613,99	87.120,61	88.895,73	90.708,77	92.795,07	94.929,35
Credit bancar	o.oo	o.oo	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Subvenții de preț gospodarii	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0.00	0.00	0,00	0,00
Finanțare nerarabunabila	0,00	12,10	2 M. 006,67	207.755,10	0.00	0.00	0.00	0,00	0,00	0,00
Contr.nroprie	0.00	9.950.48	59.25335	16.054.89	11,00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00

Situația centralizatoare a intrărilor-Scenariu S2

Indicatori/ An	2031	2032	2033	2034	2035	2036	2037	2038	2039	2 (M0	2041
	1!	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21
	mii lei	mii lei	mii tei	mii tei	mii lei	mii lei	mii lei	mii lei	mii tei	mii tei	mii lei
Tu lat intrări, din care:	473494.02	484,090.91	495,134,18	506,42945	517,982.46	529,799.11	541485.41	554,247.51	566,891.71	579,824.46	593,05232
Venituri din operare	376,18149	384.744JQ	39340249	402,460.64	411.62237	420,992.74	430376.49	440378.49	450.403.70	460,65732	471.14414
Encign ckxinca	■8.86712	90.822 20	92.82029	94.862 33	96.949 30	99,082.19	101,262.00	103,489 76	105 766.54	108.093 40	110.47145
Energie termica	287.314 17	293 922 39	300,682 61	307 598 31	314.673 07	321910 55	329.314 40	336.888 73	344.637 17	35X563 82	360 67279
Bunus cogenerare	97,112.73	9944632	10143149	10336881	106,360.89	108,00637	11130852	113,869.02	116,488.01	119,16734	121,908.08
Credit bancar	0.M	O.OO	0.00	0.00	o.oo	0.00	0.00	0.00	0.00	0,00	0.00
Subvenții de preț gospodara	0.00	0.00	0.00	0,00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
FiauUre nerambure abila	0.00	0.00	D.00	0.00	0.00	0,00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
Contr.proprie	0.00	O.oo	0.00	0,00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0,00	0.00

Anexa 6c - Situația centralizatoare a intrărilor - Scenariu fără proiect
Indicatori/An		2021		2022		2023		2024		2025		2026		2027	2028		2029		2030
		1		2		3		4		5		6		7	8		9		10
		mii lei		mii lei		mii tei		mii lei		mii tei		mu tei		mii tei	mii lei		mii lei		mii lei
Total intrări, din care:		0.00		#WERT!		223.518,117		218.854,39		213.039,64		224.556,39		246.829.xx	xxxxxx,23		264,0B4_r95		268.5«,04
Venituri din operare		a,oo		0.00		0,00		a.oo		213 639 64		228. «6,39		246.829,04	259.764,23		264.084,95		268,505,04
Enerete electrica		0,00		0.00		0 00		0.00		0.00		0.00		0.00	0.00		□, DO		o ool
Energic termica		0.00		0.00		0.00		0.00		213 639,64		228 556.39		246 829,04	259.764.23		264 084,95		268 405,04
Bonui cogencnire		0.00		0,00		0,00		0,00		0,00		0,00		0,00	0.00		0,00		a, oo
Credit bancar		0,00		0,00		0.00		o.oo		0,00		0,00		0,00	0.00		OJO		0.00
Rn an tarr n era mbun abila		0,00		23.282.38		223.510,07		218, HM,39		0,00		0,00		o.oo	0,00		a, oo		0,00
Contr.proprie		0,00		■		0,00		0,00		0,00		0,00		41.00	0,00		0,00		0.00
Situația centralizatoare a intrărilor-Varianta fura proiect
Indicatori/ An	2031		2032		2033		2034		2035		2036		2037	2038	2039	2040		2041
	11		12		13		14		15		16		17	18	19	20		21
	mii lei		mii lei		mii tei		mii tei		mii Ici		mii tei		mii tei	mii lei	mii lei	mii tei		mii lei
Total intrări, din caret	273,026 JD		277,652^6		28271		287425-70		292»! 78,03		29744447		302,427.03	307,728.99	313,152.90	311,701.56		324377.83
\ eniluri din operare		273,026.80	177,652.56		282,384.71		287425.70		292,178,03		29744447		302,427.03	307,728,99	313.15290	318,70156		314^77 83
Energie electrica		000	000		uuu		000		000		000		000	0«J	000	are		DOG
Enerpc termica	273.02680		277652 56		282.384 71		287425 70		292,178.03		297444 27		302,42703	307 72899	3BJ5290	318.701 56		324J77 83
Bonus cogenerare	0.00		O.M		0.00		0.00		0.00		D.M		0.00	0.00	0.00	0.00		OM
Credit bancar	0,00		0,00		0.00		0.00		0.00		0.00		0.00	0.00	0.00	0.00		0D0
Finanțare ni‘ram bun Abilii	0,00		0.00		0.00		0.00		0.00		0.00		0.00	0.00	0.00	0.00		0.00
Contr. proprie	0.00		0,00		0.00		0.00		0.00		9.00		0.00	0.00	0,00	0.00		0.00

si 9® PROARCOR

CONSULTING

Anexa 7a - Centralizator energie term			ică și energie electrică Scenariu SR
Nr.crt	SR Energic termica	Sursa	i	2	3	4
Nr.crt	SR Energic termica	Sursa	Cogenerare	Cazane CAF 2*116,3 MW	UCug. Biomasa	Total 1+2+3
1	Producție maxima	MW	0,00	232,60	0.00	232,60
2	Producție anuala după curba de sarcina	MWh/an	0.00	0,00	0,00	0.00
3	Producție anuala necesara	MWh/an	0,00	0,00	0,00	0.00
4	Producție anuala necesara	%	0.00	0,00	0 00	100,00
5	Ore max.de tune. La sarcina nominala	h/an	0,00	0.00	0,00	0,00
6	Ore de func. Anual	h/an	0,00	8.400,00	0,00	8.400,00

Nr.crt	SR Energie electrica	Sursa	1	2	3	4
Nr.crt	SR Energie electrica	Sursa	Cogenerare	Cazane CAF 2*116,3 MW	L'Cog. Biomasa	Total 1+2+3
7	Producție maxima	MW	0,00	0,00	0,00	0,00
8	Producție anuala după curba de sarcina	MWh/an	0,00	0,00	0,00	0.00
9	Producție anuala necesara	MWh/an	0,00	0,00	0,00	0,00
10	Producție anuala necesara	%	0,00	0,00	0,00	0,00
11	Ore max.de func. La sarcina nominala	h/an	0,00	0,00	0,00	0,00
12	Ore de func. Anual	h/an	0,00	0,00	0,00	0.00

Anexa 7b - Centralizator energie termică și energie electrică S1

Centralizator enerpie termica SI MXAnera ?- CeatralitatarrwwtermicaXI
Nr.crt 1	SI Energletermiea		1	2	3	4
	SI Energletermiea		Cogenerare	Cazane CAF 4*25 MW+CA 4,5MWt	UCog. Biomasa (inclus la cogenerare col.I)	Total 1+2+3
	Producție maxima	MW	32,20	104,50	5,50	142,20
2	Producție anuala după curba de sarcina	MWh/an	194.052,33	124.626,43	46.200,00	318.678,76
3	Producție anuala necesara	MWh/an	318.678,76	318.678,76	318.678,76
4	Producție anuala necesara	%	60.89	39.11		100,00
5	Ore max.de func. La sarcina nominala Anual	h/an	8.400,00	8.400.00	8.400,00
6	Ore de func. Anual	h/an	5.114.99	3.285.01	0,00	8.400,00

Nr.crt	SI Energie electrica			2	3	4
Nr.crt	SI Energie electrica		Cogenerare	Cazane CĂF 4*25 MW+CA 4,5MWt	UCog. Biomasa (inclus la cogenerare col.))	Total 1+2+3
7	Producție maxima	MW	25,40	0.00	1,80	27,20
8	Producție anuala du Im curba desărcina	MWh/an	152.912,12	0,00	15.120,00	152.912,12
9	Producție anuala maxima	MWh/an	213.360,00	0,00		213.360,00
10	Producție anuala necesara	•/.	71,67	0,00		71,67
II	Ore niax.de func. La sarcina nominala	h/an	8.400,00	0,00		8.400,00
12	Ore de Func. Anual	h/an	_____ 6.020,16__	0,00		_____________6,020,16_____

PROARCOR

CONSULTING

Anexa 7c - Centralizator energie termică și energie electrică S2

Vi B Anexa 7c Centralizator energie termica S2 ACU Anexa I - Centralizator energie termica S2
Nr.crt	S2 Energie termica	Sursa	1	2	3	4
Nr.crt	S2 Energie termica	Sursa	Cogenerare	Cazane CAF 4*25 MW+CA 4,5MWt	UCog. Biomasa ț inclus la «ogenerare coLl)	Total 1+2+3
1	Producție maxima	MW	32.20	104,50	0,00	136.70
2	Producție anuala după curba de sarcina	MWh/an	194.05133	124.626,43	0,00	318.678,76
3	Producție anuala necesara	MWh/an	318.678,76	124.626,43	0,00	318.678.76
4	Producție anuala necesara	%	60,89	39,11	0.00	100,00
5	Ore max.de func. La sarcina nominala Anual	h/an	8.400,00	8.400,00	0,00	8.400,00
6	Orc de func. Anual	h/an	5.115	1.550	0,00

Nr.crt	SI Energie electrica	Sursa	1	2	3	4
Nr.crt	SI Energie electrica	Sursa	Cogenerare incl.licog.bio	Cazane CAF 4*25 MW+CA 4,5MWt	UCog. Biomasa {inclus la cogenerare coli)	Total 1+2+3
7	Producție maxima	MW	33,00	0,00	1.80	34,80
a	Producție anuala după curba de sarcina	MWh/an	198.665,36	0,00	15.120,00	213.785,36
9	Producție anuala maxima	MWh/an	277.200,00	0,00	15.120,00	0,00
10	Producție anuala necesara	%	71.67	0,00	0,00	0.00
n	Ore max.de func. La sarcina nominala	h/an	8.400,00	0,00	8.400,00	0.00
12	Ore de func. Anual	h/an	6.020,16	0,00	8.400,00	0.00

3 PROARCOR

CONSULTING

Anexa 8a - Indicatori de rentabilitate financiară - Scenariul 1

An	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	ZOJO
Rit* de adu aii rare (%)	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%
Coeficient de actualizare		1	0.9615	0,9 2 U	0,1*90	O.BS4»	0.MI9	0.TW	0.7SW	0,7507
Cai tun inratilii (mii Iti)	0,00	27 391,04	262 953.96	257 475,76	0,00	0.00	0,00	0,00	0,00	0,00
Chdtuidi far» proted Imn la)		0.00	0,00	0,00	232 990.21	237 345.91	241 800,63	246 348.17	250 997,42	255 749.83
Chdluidi Scaunul SI		0,00	0,00	0,00	272 746.50	274 100.40	279 842.36	285 722.65	291 940,56	298.316.94
Chdtuidi lucrtmtntal		0,00	0,00	0,00	39 756.29	36 754.49	38 041.74	39 374.48	40 943,14	42 567,11
TOTAL CHELTUIELI incraiMBlal	000	27 391,04	262 953.96	257 475.76	39 756 29	36 754.49	38 041,74	39 374,48	40.943.14	42 567,11
Chdtuidi inualizatr	0,00	27 391,04	252 840.35	238 050.81	35.343,20	31 417.89	31 267,54	31 118,22	31 113.42	31 103.37
Vânturi operațiunile £n proiect (mu la)		0.00	000	0,00	213 639 64	228 556.39	246 829 04	259 764,23	264 084 95	268.505,04
Vaulun opaMiondc Scaunul \|		0.00	0.00	0,00	357 402,21	371 938,08	394 996.69	412 823 79	422 249.61	431 890.70
Venituri incrasental		0.00	0.00	0,00	143 762.57	143 381,69	148 167.65	153 059,56	158 164.66	163 385,65
Venituri icfudiute		0.00	0,00	0.00	127 804 .40	122 563.27	121 783,01	120.965.20	120 192.14	119 384.30
Flux de numerar net intrau.	0,00	-27 391.04	-262.953,96	-257 475,76	104 006,28	106 627.20	110 125,91	113 685,09	117221.52	120 818,54
Flux de numerar net iucnn. adu a ti ut	0.00	-27 391.04	-252 840.35	-238 050,81	92 461 21	91 145,38	90 515.47	89 846 98	89 078 72	88 280,93
Ajutorul c»uHilar		23 282.38	223 510,87	218 854.39	0,00	0.00	0,00	0,00	000	0,00
Aju Ionii comunitar actuali ut		23 282.38	214.914.30	202 343,19	0.00	000	0,00	0.00	0.00	0.00
Mul de uuiser ni ajutor a«cL	0,00	-4 108.66	-48 039,67	-55 132 57	104 006 28	106 627.20	HO 125.91	113 685 09	117221,52	120 818 54
Flui de numer actualizat cu ajutor	0,00	-4 108.66	-46 191,99	-50 973,16	92 461,21	91 145,38	90 515.47	89 846,98	89 078,72	88 280,93

Indicatori de rentabilitate financiara - Scenariul I

An	2031	7032	2033	2D34
Util tir actualuarf (%)	4%	4%	4%	4%
Coeficient de nchulizarc	0.7026	BA7M	OW 96	0.6246
Coafuri invSbbi (mii ta)	000	0.00	0.00	0.00
ChcMurUtwipTDKcl (rmlcsl	260,606.88	265,570.17	270,648.83	275.837.07
rheiiMKb Sccnanul St	304,854 91	311,557 76	318,437 81	325,489.75
Cheltuieli incremental	44,248.03	45,987.59	47,788.99	49,652.68
TOTAL CîffiLTUHJ mei etnettsal	44,248 03	45,987 59	47,788 99	49,652.68
Cheltuieli actualizase	31,08808	31,067 57	31,042 82	31,012.92
Venituri perujonalc fan prorei (rtm Ici)	273 026.80	277,652,56	282,384 71	287,225.70
Vestim operaționale Scenici 1	441,751 97	451,838.47	462,155 34	472,707.84
Venituri iMretwnUl	168,725 18	174 185 92	179,770.63	185,482.14
Venituri actuali iile	118,544 07	117,673 76	116,775 58	115,851.60
Hbi tk numerar net inerent.	124,477 15	128.198 33	131,981 64	135.829.46
Haide numerar ne< inerent, actual hai	87,455 99	86,606 20	85,732,76	84,838.68
Ajutorul comuni Iar	000	0 00	000	0.00
Ajutorul comunitar actualuat	000	000	000	0.00
Hui d: anmer eu ajutor next.	124.477 15	128.198.33	131.98164	135.829.46
Hui denumer acluajiiat cu ajutor	87,455 99	86,606 20	85 732.76	84.838 68
tacit al ari înainte de asistenta come ni Ura
VANRC (nti ta} \|94749JA3
kIRT7C(%) 18 70%
OB 10.70
imitatori după asistenta «tăuni tara
VAMTK^ki)	MM49S43
RBt!7K(%)	72.12%
OB	OM

«i 90 PROARCOR

CONSULTING


2035	2036	1037	203»	2039	2040	2041
4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%
0.6006	05775	8555J	OJJJ9	0.5134	04936	0^744
0.00	000	0.00	0.00	0.00	0.00	0,00
281.147.94	286,575.82	292,130.17	297,813.04	303.630.31	309.580.47	421.895.88
332,730.65	340,155.50	347,777.29	355,600.27	363,633.32	371,876.63	380,339.51
51,582,70	53,579.68	55,647.12	57,787.23	60,003.01	62.296.16	-41,556 37
51,582.70	53,579.68	55,647.12	57,787.23	60,003.01	62,296.16	-41,556.37
30,979.23	30.940.93	30,898.87	30,853.08	30,803.94	30.751.14	-19,724.42
292,178.03	297.244.27	302,427.03	307.728.99	313,152.90	318.701.56	324,377.83
483,501,34	494.541.37	505.833,54	517.383 62	529,197.51	541,281.22	553,640.93
191.323.31	197,297.10	203,406 51	209,654 63	216,044.61	222.579.67	229,263.10
114,903.82	113.934.16	112,944.42	111,936 32	110,911.52	109,871.58	108,817.99
139,740 61	143.717.42	147,759,39	151.867.40	156,041.60	160.283.51	270,819.47
83,924.59	82,993.23	82,045.55	81.083.25	80.107.58	79.120.45	128.542.41
0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
000	0.00	0.00	0.00	000	0.00	000
139,740.61	143,71742	147,759 39	151.86740	156,041 60	160.28351	270.819 47
83.924 59	82.993 23	82,045 55	81,083 25	80,107 58	79,12045	128.542.41

Anexa 8b - Indicatori de rentabilitate financiară - Scenariul 2

An	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030
Rata de actualizare (%)	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%
Coeficient de actualizare		1	0,9615	0,9246	0,8890	0,8548	0,8219	0,7903	0,7599	0,7307
Costuri investiții (mii lei)	0,00	26.001.89	249.618.14	244.417,76	0 00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Cheltuieli fara proiect (mii lei)	0,00	0.00	0.00	0.00	232 990 21	237 345,91	241 800,63	246.348.17	250 997,42	255 749,83
Cheltuieli Scenariul S2	0,00	0.00	0,00	0,00	309 546,08	307.372.00	313 842,77	320 465,31	327 450,88	334.610,39
Cheltuieli incremental	0,00	0,00	0,00	0,00	76.555,87	70.026,09	7104114	74.117,14	76.453,45	78.860,56
Cheltuieli actualizate	0,00	0,00	0,00	0,00	68.058,17	59.85840	59.211,44	58.574,78	58.096,98	57.623,41
TOTAL CHELTUIELI incremental	0,00	26.001,89	249.618.14	244.417,76	76.555,87	70.026,09	71 042,14	74.117,14	76.453,45	78.860,56
Cheltuieli totale actualizate	0,00	26.001,89	240.007,84	225.988,66	68.058,17	59.858,30	59.211,44	58.574,78	58.096,98	57.623,41
Venituri fara proiect (mii lei)	0,00	0,00	0,00	0.00	213.639.64	228.556.39	246 829.04	259.764.23	264 084.95	268.505.04
Veniturt Scenariul 2	0,00	0.00	000	0,00	453 197,16	400 358,39	423 953,15	442 327,20	452.417.48	462 738,00
Venituri incremental	0,00	0,00	0,00	0,00	239.557,52	171.80100	177.124,11	181562,98	188.332,53	194.232,96
Venituri actualizate	0,00	0,00	0,00	0,00	211966,64	146.856,35	145.578,31	144.279,52	143.113,89	141.926,02
Flux de numerar net inerent.	0,00	-26.001,89	-249.618,14	-244.417,76	163.001.66	101.775,91	105.081,97	108.445,83	111.879,08	115.37140
Flux de numerar net inerent, actualizat	0,00	-26.001.89	-240.007,84	-225.988,66	144.908,47	86.998,05	86.366,87	85.704,74	85.016,91	84.302,61
Ajutorul comunitar	0.00	21101,61	211175,42	207.755,10	0,00	A.M	0,00	0,00	0,00	0,00
Ajutorul comunitar actualizat	0,00	21101,61	204.006,67	191 090,36	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Flux de numer cu ajutor neact.	0,00	-3.900,28	-37,442,72	-36.662,66	163.001,66	161.71/5,91	105.081.97	108.445,83	111.879,08	115.372,40
Flux de numer actualizat cu ajutor	0,00	-3.900,28	-36.001,18	-33.898,30	144.908,47	86.998,05	86.366,87	85.704,74	85.016,91	84.302,61

Indicatori de rentabilitate financiara - Scenariul 2
An	2031	2032	2033	2034	2035	2036	2037	2038	2039	2040	2041
Rata de actualizare (%)	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%
Coeficient de actualizare	0.7026	0.6756	0.6496	0.6246	0.6006	0.5775	0.5553	0.5339	0.5134	0.4929	0.4731
Costuri investitii (mii lei)	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
Cheltuieli tara proiect (mii iei)	260.606.88	265.570.17	270.648.83	275,837.07	281,147.94	286.575.82	i91.130.17	297.813.04	303.63031	309,580.47	421.895.88
Cheltuieli Scenariul S2	441.946.98	349.463.94	357,175.33	365,074.07	373,179.86	381,485.95	390,007.06	398.747.42	407.716.80	416,914.50	426,350 70
Cheltuieli incremental	8IJ40.10	83,893.77	86326.50	89337.00	92,031.92	94,910.13	97,876.88	100,934.38	104,086.49	107334.03	4,454.81
Cheltuieli actualizate	57,149.55	56,678.63	56307.62	55,737.43	5537437	54,810.60	54351.03	53,888.87	53,438.00	52,901.08	2,107.79
TOTAL CHELTUIELI incremental	81340.10	83,8^4.7^	86326.50	89337.00	92,031.92	94,910.13	97,876.88	100,914.38	104,086.49	107334.03	4,454.81
Cheltuieli totale actualizate	57,149.55	56,678.63	56307.62	55,737.43	5537437	54,810.60	54351.03	53,888.87	53,438.00	52,901.08	2,107.79
Venituri fara proiect (mii Ici)	273.026.80	277,652.56	282.384.71	287.225 70	292,178.03	297.244.27	302,427 03	107.728.99	313.152.90	318,701 56	324,377 83
Venituri Scenariul 2	473,294 02	484,090.91	495,134.18	506,429 45	517.982.46	529,799 11	541,885 41	554.247 51	566,891 71	579,824 46	593 052 32
Venituri incremental	200,267.22	206,43836	212,749.47	219303.75	225,804.43	232,554.84	239,45838	246,518.52	253,738.82	261,122.90	268,674.49
Venituri actualizate	140,707.75	139,469.75	138301.06	136,914.66	135,618.14	134300.42	132,971.24	131,616.24	130,269.51	128,698.08	127,123.19
Flux de numerar net incrcnr	118,927.12	122.54439	126322.97	129,966.75	133,772.51	137,644.71	14158130	145384.14	149,65233	153,788.87	264319.68
Flux de numerar net increm. actualizat	83358.20	82,791.12	81.994.44	81,177.23	80343.77	79,489.82	78,620.21	77,72737	76,831.50	75,797.00	125,01539
Ajutorul comunitar	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
Ajutorul comunitar actualizat	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
Flux de numer cu ajutor neacL	118,927.12	122344.59	126.222.97	129,966.75	131,772.51	137,644.71	141381.50	145384.14	149,65233	153,788.87	264.219.68
Flux de numer actualizat cu ajutor	83358.20	82,791.12	81,994.44	81,177.23	80343.77	79,489.82	78,620.21	77.72737	76,831.50	75,797.00	125.01539
Indicatori inainte de asistenta comunitara
VANF/C	966380.80
R1RF7C	20.58%
C/B	0.72
Indicatori după asistenta comunitara
VANF/K	1315,955.75
rirF/k	104.07%
C/B	0.69

Analiza economică

Anexa 9a - Situația cheltuielilor după conversia prețurilor în analiza economică- Scenariu S1

Situația chekuieHor după con ve raia pre lu rtior h a naiza economica - Scena nu S1 \|
Costuri	Coeficient de conversie	2021	2022	2023	2024	202S	2026	2027	2028	2029	2030	2031
Costuri	Coeficient de conversie	1	2	3	4	5	6	7	a	9	10	11
Costuri variabile		0.00	0.00	0.00	0,00	199.143,18	199.768.18	203.500.43	207301,83	211313,89	215.406,77	219.580,78
mul pnmc	0.85	0.00	000	0.00	0 00	155.975,10	155 871.00	158 859.59	161.902.44	165.140.78	168.444.47	171.813.50
CO2	1.05	0.00	0,00	o.oa	o.t»	36 4 54.54	37 183.63	37 927,30	38.685.85	39 459,56	40 248.76	41 053,73
En cl+- En Term.	0,95	0.00	0.00	0.00	0,00	6.713.55	6.713,55	6.713.55	6.713.55	6.713,55	6.713.55	6.713,55
Costuri fixe		0.00	0,00	0.00	0,00	32.926,83	34.095,80	35.313,70	36.582,73	37,905.17	39383,42	40.719,97
Chdtuidi de op. Meni, fam salani	1.02	0.00	0,00	0.00	0.00	14.546.81	14 833.53	15 126.85	15.426.91	15733.87	16 047,89	16 369,14
Salarii	0.88	0.00	0,00	0.00	0,00	18.380 02	19.262,27	20.186,85	21 155,82	22.17130	23.235.53	24.350.83
TOTAL CHELTUIELI		0.00	0,00	0.00	0.00	232.070,02	233.863,97	238.814,13	243.884,56	249.219,06	254.690,18	260300,74

3nex» 9a	Silualia cheftuieMor după conversia preturilor in anafcza economica - Scenariu S1
Costuri	Coeficient de conversie	2032	2033	2034	2035	2036	2037	2038	2039	2040	2041
		12	13	14	15	16	17	18	19	20	21
Costuri variabile		223.836,23	228.180,72	232.60731	237.127.21	241.733,53	246.433,85	251.228.55	256.121,61	261.109,77	266.197,04
mat pnme	0,85	175 247.88	178 754,87	182 327.21	185 975.79	189.693,34	193.487,14	197 357.17	201 307.07	205.333.22	209.439,2.1
CO2	1.05	41 874,80	42.712.30	43.566.55	44.437,88	45.326,64	46.233,17	47 157,83	48.100,99	49.063.0!	50.044,27
Encl i En.Term.	0.95	6 713.55	6 713.55	6713 55	6 713,55	6 713,55	6 713.55	6 713,55	6 713.55	6 713.55	6 713.55
Costuri fixe		42.217,44	43.778,58	45.406,24	47.103,44	48.87330	50.7t9,13	52.64434	54.652,55	56.747,52	58.933,19
Cheltuieli de op Meni Fam salam	1,02	16.697.77	17.033.96	17.377,89	17.729,72	18.089,65	18,457,85	18.834.53	19.219,87	19.614,07	20 017,33
Saiani	0.88	25.519,67	26.744.61	28.02836	29.373,72	30.783.66	32.261,27	33.809.81	35.432.68	37.133,45	38515, H6
TOTAL CHELTUIELI		266.053,67	271.959,30		284.230,65	290.606,83	297.152,98	303.872,89	310.774,16	317.85739	325.130,23

Anexa 9b - Situația cheltuielilor după conversia prețurilor în analiza economică - Scenariu S2

__Anexa i9b Sttualia dwltUHHfar după conversia pretunter in analiza economica - Scenariu S2 \|
Costuri (mii lei)	Coeficient de conversie	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030	2031
Costuri (mii lei)	Coeficient de conversie	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	II
Costuri		0.00	0,00	0,00	0,00	208.272,91	205.65030	209.549.17	213.520.19	217.712,58	221.989,43	226.351,05
mat prime	0.85	0.00	0,00	0.00	0,00	168 458 35	165 117.77	168.284.32	171 508,37	174 938,85	178 438.55	182 007.47
CO2	1.05	0.00	0,00	0,00	0,00	35 898 32	36 616,29	37 348,61	38095,59	38 857,50	39 634,65	40 427,34
En.d+ En.Term.	0,95	0,00	0,00	0.00	0.00	3 916,24	3 916.24	3 916 24	3 916 24	3 916 24	3 916,24	3 916,24
Costuri fixe		0,00	0,00	0,00	0,00	32.813,66	33.982,62	35.200,52	36.469,55	37.791,99	39.170,24	40.606,79
Cheltuieli de op Mcnt Fara	1.02	0,00	0,00	0.00	0.00	14 433.63	14.720,35	15 013,67	15.313.73	15.620.69	15 934.71	16 255.96
Salarii	0 88	000	000	0 00	0.00	18 380.02	19 262,27	20.186.85	21 155.82	22.171,30	23.235.53	24 350,83
TOTAL CHELTUIELI		0,00	0,00	0,00	0,00	241.086,56	239.632,92	244.749,69	249.989,75	255.504,58	261.159,67	266.957,84

^nexa 9b	Skuatia cheKuleUar după conversia pietunior m anaiza economica - Scenariu S2
Costuri (mii lei)	Coeficient de conversie	2032	2033	2034	2035	2036	2037	2038	2039	2040	2041
Costuri (mii lei)	Coeficient de conversie	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21
Costuri		230.797,75	235.337,53	239.963,03	244.686,12	249.499,44	254.411,03	259.421,23	264.534,26	269.746,62	275.062,53
mat pnmc	0,85	185 645,62	189 360,69	193 144.98	197.010.03	200.948,16	204.967,04	209.066.69	213.250,95	217.515,97	221.865.60
CO2	1,05	41.235,89	42.060,60	42.901.82	43 759,85	44.635.05	45.527,75	46.438,31	47.367.07	48.314,41	49.280.70
En.elt En.Term	0.95	3 916,24	3 916,24	3 916.24	3 916.24	3 916,24	3 916,24	3 916,24	3 916,24	3 916,24	3 916,24
Costuri fixe		42.104,26	43.665,40	45.293,07	46.990,26	48.760,13	50.605,95	52.531,16	54.539,37	56.634,34	58.820,01
Cheltuieli de op. Ment. Fora	1,02	16.584,59	16.920.78	17.264,71	17.616.54	17.976,47	18.344,68	18.721.35	19.106,69	19.500,89	19 904,16
Salarii	0.88	25.519,67	26.744.61	28.028,36	29.373,72	30 783,66	32.261,27	33 809,81	35 432,68	37 133 45	38 915 86
TOTAL CHELTUIELI		272.902,01	279.002,93	285.256,10	291.676,38	298.259,57	305.016,98	311.952,40	319.073,63	326.380,96	333.882,55

Anexa 10a Situația veniturilor după conversia prețurilor în analiza economică - Scenariu S1

Anexa 10a	Situația veniturilor după conversia preturilor in analiza economica - Scenariu S1
Venituri (mii leit	Coeficient de conversie	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030	2031
Venituri (mii leit	Coeficient de conversie	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
Venit encrgic+oper	1,023	0.00	0,00	0,00	0,00	319.472,73	342.415.15	362.693,75	378.484,61	387.119,03	395.950,49	404.983,48
Ben Conv	1	0,00	0,00	0.00	0.00	0,00	0,00	0.00	0,00	0,00	0,00	0.00
Venit total		0,00	0,00	0,00	0,00	319.472,73	342.415,15	362.693,75	378.484,61	387.119,03	395.950,49	404.983,48

Srtualta veniturilor după conversia preturilor in analiza economica - Scenariu SI

Venituri (mit lei)	Coeficient de conversie	2032	2033	2034	2035	2036	2037	2038	2039	2040	2041
Venituri (mit lei)	Coeficient de conversie	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21
Venit cnergic^oper	1,023	414,222.61	423 672.58	433 338,20	443.224.39	453.336,19	463.678,75	474.257,34	485.077,35	496.144,28	507.463,77
Ben. Conv.	1	0,00	0,00	0,00	0,00	0.00	0,00	0.00	0,00	0.00	0,00
Venit total		414.222,61	423.672,58	433.338,20	443.224,39	453.336,19	463.678,75	474.257,34	485.077,35	496.144,28	507.463,77

Anexa 10b Si

veniturilor

conversia

în analiza economică - Scenariu

Anexa 10b	Situația veniturilor după conversia preturilor in analiza economica - Scenariu S2
Venituri (mii leB	Coeficient de conversie	2021		2022		2023		2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030
Venituri (mii leB	Coeficient de conversie			2		3		4	5	6	7	8	9	10
Venit energiei-oper.	1,023	0.00		0.00		0,00		0,00	418.024.47	371.489.13	392.316,21	408.666,60	417.980,76	427.507.28
Ben. Corn	1	0,00		0,00		0.00		0.00	0.00	0,00	0,00	0.00	0,00	0,00
Venit total		0,00		0,00		0,00		0,00	418.024,47	371.489,13	392.316,21	408.666.60	417.980,76	427.507,28
Anexa 10b	Situația veniturilor după conversia preturilor in analiza economica - Scenariu S2
Venituri (mii lei)	Coeficient de conversie		2032		2033		2034	2035	2036	2037	2038	2039	2040	2041
Venituri (mii lei)	Coeficient de conversie		12		13		14	15	16	17	18	19	20	21
Venit enerriie+oper	1,023		447 216 86		457 409.93		467.835 41	478.498,58	489.404.87	500.559,82	511.969,10	523.638.52	535.574,01	547.781.63
Ben. Conv.	1		0 00		0,00		0 00	0.00	0.00	0,00	0.00	0.00	0,00	0.00
Venit total	..... .		447.216,86		457.409.93		467.835,41	478.498,58	489.404,87	500.559,82	511.969,10	523.638,52	535.574.01	547.781,63

Anexa11a Previzionare externalități Scenariul S1_________________

Anexa 11a lExtemalrtati Scenariu S1

	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	90
Nr. boln. cardio-resp.SR	225	248 '	272	300	330	363	399	439	483	531
Nr. boln. cardio-resp SI	225	248	272	245	221	199	179	161	145	130
Nr imbo. Evitate	0	0	0	54	109	164	220	278	338	401
Costuri medicale (mit lei.an J	0 00	0.00	0.00	293,55	587,09	883.57	1.185.92	1 497.11	1.820.16	2.158.18
Nr. imbo. Etitale pnp.activa	0.00 ¹	0.00	0.00	27,25	54,50	82,02	110,08	138,97	168.95	200,33
Chelt. pierderi prod (mii lei/an)	0 00	0,00	0.00	29,73	59.45	89,47	120,09	151,60	184,31	218,54
Reducerea emisiilor de CO2	0.00	0.00	0,00	0,00	0,00	0.00	0,00	0.00	0.00	0.00
TOTAL COSTURI (BENEFICII) ECONOMICE EXTERNALITATI	0,00	0,00	0,00	0,00	640,54	973,04	1.306,01	1.648,71	2.004,47	2.376,72

Anexa 11 a \| Externalitati Sce n a riu S1
Externalitati	2032	2033	2034	2035	2036	2037	2038	2039	2040	2041
Externalitati	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21
Nr. boln. cardio-resp.SR	642	707	777	855	941	1.035	1.138	1.252	1.377	1.515
Nr. boln. cardio-resp.S 1	106	95	86	77	69	62	56	50	45	41
Nr. imbo. Evitate	537	612	692	778	871	972	1.082	1.202	1.332	1.474
Costuri medicale (mii lei/an)	2.892.20	3.295.14	3.727,01	4.191.83	4.693.91	5.237,92	5.828,87	6.472.19	7.173,81	7.940,14
Nr. imbo. Evitate pop. activa	268,46	305,87	345,95	389,10	435,71	486,20	541,06	600,77	665,90	737,03
Chelt pierderi prod (mii lei/an)	292,87	333,67	377,41	424,47	475,32	530,40	590.24	655,39	726,44	804,04
Reducerea emisiilor de CO2	9 739,12	9.960.47	10 181.81	10 403,16	10 624,50	10 845,84	11 067.19	11 288,53	11 509.87	11 731.22
TOTAL COSTURI (BENEFICII) ECONOMICE EXTERNALITATI	12.924,19	13.589,28	14.286,22	15.019,46	15.793,73	16.614,17	17.486,30	18.416,11	19.410,12	20,475,40

Anexa 11b Previzionare externalităti Scenariul S2

Anexa 11 b

Externalitati Scenariu S2

	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030	2031
	l	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
Nr bolti cardio-resp SR	225	24?	272	300	330	363	399	439	483	531	584
Nr boln. cardio-resp S2	225	24S	272	245	221	199	179	161	145	130	117
Nr imbo Evitate	0	0	0	54	109	164	220	278	338	401	467
Costuri medicale (mii lei/un)	0,00	0.00	0,00	293.55	587.09	883.57	1 185.92	1 497.11	1 820.16	2 158,18	2 514.39
Nr imbo Evitate pop activa	0,0<J	0,00	0,00	27,25	54,50	82,02	110,08	138,97	168,95	200,33	233,40
Chelt pierderi prad (mu lei lan)	0,00	0,00	0,00	29,73	59,45	89,47	120.09	151,60	184.31	218,54	254,61
Reducerea emisiilor de CO2	0,00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0,00	0.00
TOTAL COSTURI (BENEFICII) ECONOMICE	0,00	0,00	0,00	323.27	646,54	973,04	1.306,01	1.648.71	2.004,47	2.376,72	2.769,01

Anexa 11b	ExtemaHali Scenariu S2
Externalitati		2032	2033	2034	2035	2036	2037	2038	2039	2040	2041
Externalitati		12	13	14	15	16	17	18	19	20	21
Nr boin cardio-resp SR		642	707	777	855	941	1 035	1.138	1.252	1.377	1.515
Nr. boln cardio-resp S2		106	95	86	77	69	62	56	50	45	41
Nr imbo Evitate		537	612	692	778	871	972	1.082	1.202	1.332	1.474
Costuri medicale (mit lei/an)		2.892.20	3 295,14	3 727,01	4.191,83	4 693,91	5.237,92	5.828,87	6.472,19	7.173,81	7 940,14
Nr. imbo. Evitate pop.activa		268,46	305,87	345,95	389.10	435,71	486,20	541.06	600.77	665.90	737,03
Chelt. pierderi prod (mii lei/an)		292,87	333,67	377,41	424,47	475,32	530,40	590,24	655,39	726,44	804,04
Reducerea emisiilor de CO2		11 628.59	11.892,87	12.157,16	12.421,45	12.685,73	12.950,02	13.214,31	13.478,59	13.742,88	14.007.16
TOTAL COSTURI (BENEFICII) ECONOMICE		14.813,65	15.521,69	16.261,57	17.037,75	17.854,96	18.718,34	19.633,42	20.606,17	21.643,12	22.751.34

Anexa 12a Beneficii economice Scenariul S1

Beneficii (mii lei)	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030	2031
Beneficii (mii lei)	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
Beneficii conversie venituri	0,00	0,00	0.00	000	319.472,73	342.415.15	362.693,75	378.484,61	387 119.03	395 950,49	404 983,48
Beneficii externalîtati	0,00	0,00	0,00	0,00	646,54	973,04	1 306,01	1 648,71	2 004.47	2 376,72	2 769,01
TOTAL BENEFICII ECONOMICE	0,00	0,00	0,00	0,00	320.119,27	343.380,20	363.999,76	380.133,32	389.123.50	398.327,21	407.752.49

Anexa 12a Beneficii economice Scenariul S1
Beneficii (mii lei)	2032	2033	2034	2035	2036	2037	2038	2039	2040	2041
Beneficii (mii lei)	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21
Beneficii conversie venituri	414.222,61	423,672,58	433.338,20	443.224,39	453.336,19	463.678,75	474.257.34	485.077,35	496.144,28	507.463,77
Beneficii externalîtati	12.924,19	13,589,28	14.286.22	15.019,46	15.793,73	16.614,17	17.486,30	18.416,11	19.410,12	20.475.40
TOTAL BENEFICII ECONOMICE	427.146,80	437.261,86	447.624,42	458.243,85	469.129,92	480.292,92	491.743,64	503.493,46	515.554,39	527.939,17

Anexa 12b Beneficii economic Scenariul S2

Beneficii economice Scenariul S2

Anexa 12b

Beneficii \|mii lei)	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030	2031
Beneficii \|mii lei)	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	II
Beneficii conversie venituri	0,00	0.00	0.00	0..00	418 024.47	371 489,13	392 316.21	408.666.60	417 980.76	427 507,28	437 251.00
Beneficii externalîtati	0.00	0 00	0 00	323.27	646.54	973.04	1 306.01	1 648.71	2 004,47	2 376,72	2 769 01
TOTAL BENEFICII ECONOMICE	0,00	0,00	0,00	323.27	418.671,01	372.462,17	393.622,22	410.315,31	419.985,23	429.884,00	440.020,00

Beneficii economice Scenariul S2

a/2b

j/ Beneficii (mii lei)	2032	2033	2034	2035	2036	2037	2038	2039	2040	2041
j/ Beneficii (mii lei)	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21
Beneficii conversie venituri	447.216.86	457.409,93	467.835,41	478.498,58	489.404,87	500.559,82	511.969,10	523.638,52	535.574,01	547.781.63
Beneficii externalîtati	14 813.65	15 521,69	16 261,57	17.037,75	17.854,96	18.718,34	19.633,42	20.606,17	21.643,12	22.751,34
TOTAL BENEFICII ECONOMICE	462.030.51	472.931,62	484.096,98	495.536,32	507.259,83	519.278,16	531.602,52	544.244,69	557.217,13	570.532,97

Anexa 13a Indicatori de rentabilitate economică - Scenariul 1

\|Indicatori de rentabilitate economica - Scenariul 1 \|
Indicator	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030	2031
Rata de actualizare (%)	5%	5%	5%	5%	5%	5%	5%	5%	5%	5%	5%
Coeficient de actualizare		1,0000	0,9524	0,9070	0,8638	0,8227	0.7835	0,7462	0,7107	0.6768	0,6446
Costuri investiții (mii lei)	0,00	27.391,04	262.953,96	257.475.76	0,00	0.00	38.041.74	39.374,48	40.943,14	42.567,11	44.248,03
Costuri de operare ec. S l	o.t»	0.00	0.00	0,00	232 070,02	233 863,97	238.814.13	243 884,56	249 219.06	254 690,18	260.300,74
Costuri totale (const.)	0,00	27.391,04	262.953.96	257.475,76	232.070,02	233.863,97	276.855,87	283.259,04	290.162,20	297.257,30	304.548,77
Costuri totale actualizate	0,00	27.391,04	250.432,35	233.538,10	200.470,81	192.400,47	216.923,82	211.372,26	206.212,86	201.195,44	196.314,85
Venituri economice S1	0.00	0.00	0.00	0.00	320 119.27	343 388.20	363 999.76	380 133.32	389 123.50	398.327.21	407 752.49
Venituri economice actualizate	0.00	0,00	0.00	o.oo	276 531.07	282 506.32	285 203.34	283 661.33	276.542,81	269.603.53	262 840.89
Net incremental	0,00	-27.391,04	-262.953,96	-257.475.76	88.049,26	109.524,22	87.143.89	96.874,28	98.961.30	101.069.91	103.203,72
Flux de numerar actualizat	0.00	-27.391.04	-250.432,35	-233.538.10	76.060,26	90.105,85	68.279,52	72.289,08	70.329,95	68.408,09	66.526.04
Ajutor comunitar		23.282,38	223.510,87	218.854,39	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Ajutorul comunitar actualizat		23.282,38	212.867,49	198.507.39	0,00	0.00	0,00	0,00	0,00	.00	0,00
Flux de numcr cu ajutor neact.	0,00	-4.108,66	-39.443,09	-38.621,36	88.049,26	109.524,22	87.143.89	96.874,28	98.961,30	101.069,91	103.203,72
Flux de nunier ajutor actualiz.	0,00	-4.108,66	-37.564,85	-35.030,72	76.060.26	90.105,85	68.279,52	72.289,08	70.329,95	68.408,09	66.526.04

Anexa 13a 11 ndîcatori de rentabilitate economica - Scenariul 1
Indicator	2032	2033	2034	2035	2036	2037	2038	2039	2040	2041
Rata de actualizare (%)	5%	5%	5%	5%	5%	5%	5%	5%	5%	5%
Coeficient de actualizare	0,6139	0,5847	0,5568	0,5303	0,5051	0,4810	0,4581	0,4363	0,4155	0,3957
Costuri investitii (mii iei)	45.987,59	47.788,99	49.652.68	51.582,70	53.579,68	55.647,12	57.787,23	60.003,01	62.296,16	-41.556,37
Costuri de operare ec. S1	266.053,67	271.959,30	278.013,55	284 230.65	290 606.83	297.152.98	303 872.89	310.774.16	317.857,29	325 130,23
Costuri totale (const.)	312.041,27	319.748,29	327.666,23	335.813,35	344.186,51	352.800,10	361.660,12	370.777,17	380.153.45	283.573,86
Costuri totale actualizate	191.566,27	186.950,20	182.456,82	178.088,99	173.837,58	169.702,88	165.680,67	161.768,85	157.961,61	112.219,81
Venituri economice SI	427.146,80	437.261,86	447.624.42	458 243.85	469 129,92	480.292.92	491.743,64	503.493.46	515 554.39	527 939,17
Venituri economice actualizate	262.231.08	255.657,95	249.254,03	243 016.50	236.942,49	231 029.11	225.273,43	219.672,53	214 223.50	208.923,46
Net incremental	115.105,54	117.513,57	119.958,19	122.430,49	124.943,41	127.492,82	130.083,52	132.716,29	135.400,94	244.365,31
Flux de numerar actualizat	70.664,81	68.707,75	66,797,21	64.927,50	63.104,91	61.326,23	59.592,76	57.903,68	56.261,89	96.703,65
Ajutor comunitar	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Ajutorul comunitar actualizat	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Flux de numer cu ajutor neact.	115.105,54	117.513,57	119.958,19	122.430.49	124.943,41	127.492,82	130.083,52	132.716,29	135.400,94	244.365,31
Flux de numer ajutor actualiz.	70.664,81	68.707,75	66.797,21	64.927,50	63.104,91	61.326,23	59.592,76	57.903,68	56.261,89	96.703,65
Indicatori inainte de asistenta comunitara
VANE/C (mii lei)	647.048,13
RIRE/C	17,32%
C/B	0,63
Indicatori după asistenta comunitara
VANE/K (mii lei)	1.041.295,08
RIRF/K	83,24%
C/B	0,59

al ©O PROARCOR

CONSULTING

Anexa 13b (indicatori de rentabilitate economica - Scenariul 2
Indicator	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030	2031
Rata de actualizare (%)	5%	5%	5%	5%	5%	5%	5%	5%	5%	5%	5%
Coeficient de actualizare		0.9524	0,9070	0.8638	0.8227	0,7835	0,7462	0.7107	0,6768	0,6446	0,6139
Costuri investitii (mii Iei)	0.00	26,00	249,62	244,42	0,00	0,00	0.00	0,00	0,00	0.00	0.00
Costuri de operare ec S2	0,00	0,00	0,00	0.00	241 086.56	239 632.92	244 749.69	249 989.75	255 504,58	261 159.67	266 957.84
Costuri totale (const.)	0,00	26,00	249,62	244,42	241.086,56	239.632,92	244.749,69	249.989,75	255.504,58	261.159,67	266.957,84
Costuri totale actualizate	0,00	24,76	226,41	211,14	198.342,51	187.758,66	182.635,99	177.663,05	172.935,55	168.345,85	163.888,96
Venituri economice S2	0,00	0,00	0,00	0,00	418 671,01	372.462,17	393 622,22	410.315,31	419.985,23	429 884,00	440.020,00
Venituri economice actualizate	0,00	0,00	0.00	0.00	344 441.67	291 833.86	293 726.96	291 603,43	284 262.54	277 107.06	270 134.11
Net incremental	0,00	-26.00	-249.62	-244,42	177.584,45	132.829,26	148.872,53	160.325,56	164.480,66	168.724,33	173.062,16
Flux de numerar actualizat	0,00	-24,76	-226,41	-211,14	146.099,16	104.075,20	111.090,97	113.940,38	II 1.326,98	108.761,21	106.245,16
Ajutor comunitar		22.10	106,09	207.76	0,00	0.00	0,00	0,00	0.00	0,00	0.00
Ajutorul comunitar actualizat		21,05	96,22	179.47	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Flux de numerar cu a jutor	0,00	-3,90	-143,53	-36,66	177.584,45	132.829,26	148.872.53	160.325,56	164.480,66	168.724,33	173.062,16
Flux de numerar cu ajutor	0,00	-3,71	-130,19	-31,67	146.099,16	104.075,20	111.090,97	113.940,38	111.326,98	108.761,21	I 106.245,16

Anexa 13b Indicatori de rentabilitate economică - Scenariul 2

Anexa 13b \| Indicatori de rentabilitate economica - Scenariul 2
Indicator	2032	2033	2034	2035	2036	2037	2038	2039	2040	2041
Rata de actualizare (%)	5%	5%	5%	5%	5%	5%	5%	5%	5%	5%
Coeficient de actualizare	0,5847	0,5568	0,5303	0,5051	0,4810	0,4581	0,4363	0,4155	0,3957	0,3769
Costuri investitii (mii lei)	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Costuri de operare ec. S2	272.902,01	279.002,93	285.256,10	291.676,38	298.259,57	305.016,98	311.952,40	319.073,63	326.380,96	333.882,55
Costuri totale (const.)	272.902,01	279.002,93	285.256,10	291.676,38	298.259,57	305.016,98	311.952,40	319.073,63	326.380,96	333.882,55
Costuri totale actualizate	159.560,15	155.359,27	151.277,40	147.316,39	143.467,95	139.731,79	136.103,80	132.581,68	129.160,03	125.836,82
Venituri economice S2	462.030,51	472.931,62	484.096.98	495.536.32	507.259,83	519.278.16	531.602,52	544.244,69	557.217.13	570.532,97
Venituri economice actualizate	270.139.67	263.346,02	256.726.96	250.279.52	244.000,65	237.887,31	231.936,42	226.144,91	220.509,74	215.027,88
Net incremental	189.128,50	193.928,69	198.840,88	203.859,94	209.000,26	214.261,18	219.650,12	225.171,06	230.836,17	236.650,42
Flux de numerar actualizat	110.579,52	107.986.75	105.449,57	102.963,12	100.532,70	98.155,52	95.832,62	93.563,23	91.349,71	89.191,06
Ajutor comunitar	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Ajutorul comunitar actualizat	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Flux de numerar cu ajutor neact.	189.128,50	193.928,69	198.840,88	203.859,94	209.000,26	214.261,18	219.650,12	225.171,06	230.836,17	236.650,42
Flux de numerar cu ajutor	110.579,52	107.986,75	105.449.57	102.963,12	100.532,70	98.155,52	95.832,62	93.563,23	91.349,71	89.191,06
Indicatori inainte de asistenta comunitara
VANE/C (mii lei)	1.761.794,66
RIRE/C	1577,77%
C/B	0,59
Indicatori după asistenta comunitara
VANE/K (mii lei)	1.762.077,27
RIRE/K	2666,37%
C/B	0,59

Analiza de senzitivității (Anexele 14,15,16,17,18)

Analiza senzitivitatii Anexa 14

Anexa 14a

VANF/K	-10%	-5%	-1%	0%	1%	5%	10%
Costuri de investitii	1.348.493.096	1.345.081.502	1.342.352.227	1.315.955.749	1.337.121.117	1.318.925.950	1.296.181.992
Costuri de operare si intretinere	1.392.977.491	1.367.323.700	1.346.800.666	1.315.955.749	1.336.539.150	1.316.016.117	1.290.362.325
Venituri din energie + operare	833.612.045	1.087.640.977	1.290.864.122	1.315.955.749	1.392.475.694	1.595.698.840	1.849.727.771
Costuri cu materiile prime	1.61 1.245.277	1.476.457.592	1.368.627.445	1.315.955.749	1.314.712.371	1.206.882.224	1.072.094.540

Anexa 14b

VANF/C	-10%	-5%	-1%	0%	1%	5%	10%
Costuri de investitii	1.000.510.540	977.766.583	959.571.416	966.480.804	950.473.833	932.278.667	909.534.709
Costuri de operare si intretinere	1.006.330.207	980.676.416	960.153.383	966.480.804	949.891.867	929.368.833	903.715.042
Venituri din energie + operare	446.964.762	700.993.693	904.216.839	966.480.804	1.005.828.411	1.209.051.556	1.463.080.488
Costuri cu materiile prime	1.224.597.993	1.089.810.309	981.980.162	966.480.804	928.065.088	820.234.941	685.447.256

Anexa 14c

VANE/C	-10%	-5%	-1%	0%	1%	5%	10%
Costuri de investitii	1.761.838.689	1.761.816.674	1.761.799.062	1.761.794.659	1.761.790.256	1.761.772.644	1.761.750.630
Costuri de operare si intretinere	1.801.323.247	1.781.558.953	1.765.747.518	1.761.794.659	1.757.841.801	1.742.030.366	1.722.266.072
Venituri din energie + operare	1.345.383.045	1.553.721.830	1.720.392.858	1.761.794.659	1.803.728.372	1.970.399.400	2.178.738.184
Costuri cu materiile prime	1.934.803.533	1.848.299.096	1.779.095.547	1.761.794.659	1.744.493.772	1.675.290.223	1.588.785.786

Anexa 14d

\; Nota

anexele 14 I,II,III si IV formatul „virgula/punct” trebuie inteles „punct/virgula” !!

RIRF/K	-10%	-5%	-1%	0%	1%	5%	10%
Costuri de investitii	106.26%	102,20%	99.18%	104.07%	93,91%	79.51%	67,02%
CoștufTde operare si intretinere	100,70%	99,58%	98.68%	104,07%	98,23%	97,32%	96,41%
Venituri <îh} energie + operare	90.88%	99.04%	95.92%	104.07%	100,95%	110.57%	121,84%
Costuri cY;tpateriile prime	1 1 1,34%	105,03%	99,80%	104,07%	97,11%	91,58%	86,05%

l.lnvestitu| Anexa 14.1.1

Cosliinde investim *10%
An	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030
Rata de actualizare (%)	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%
Coeficient de actualizare		1,0000	0.9615	09246	03890	03548	03219	0,7903	0.7599	0.7307
Costuri inwstitii (mii Ici)	0.00	23.401.70	224,65633	219375.99	0,00	0.00
Cheliuich fara proiect (mu ici)		000	000	000	000	000	000	0.00	000	000
Chehuicli Scenanul S2		0.00	0 00	0Q0	309.546.08	30737200	313.84177	320,465.31	327 450 88	334.610 39
Cheltuieli incremental		0,00	0.00	o.oo	309346.08	307372.00	313342.77	320,46531	327,450.88	334.61039
Cheltuieli actualizate		0.00	0.00	0.00	275.18533	262,74237	257,955.88	25326839	248.835.75	244,49633
TOTAL CHELTUIELI incremental	0.00	23.401.70	224,65633	219,975,99	309346.08	307372.00	313342.77	320,46531	327,45038	334.610 J9
Cheltuieli totale actualizate	0,00	23,401.70	216,015.70	203380.17	275,18533	262,74237	257,95538	25326839	248335.75	244,49633
Venii un fara proiect (mu kt)		000	0 00	0.00	0.00	000	0.00	□ 00	000	0.00
Vennun Scenariul 2		000	000	0.00	453.197 16	40035839	423,953 15	442327.20	451417.48	461738 00
Venituri incremental		0.00	0.00	0.00	453,197.16	40035839	423.953 15	44232720	452,417.48	462.738.00
\enituri actualizate		0 00	0.00	0.00	402390.63	342228.03	348,45839	349377,61	343300.10	338,118.12
Hue de numerar net increm.	0.00	-23,401.70	-224.65633	-219,975.99	143,651.08	92,98639	110,11038	121361.89	124,966.60	128.127.61
Flux de numerar net Intre iu. actual lut	0 00	-23,401 70	-216.015.70	-203380-17	127,70539	79,485 16	90302.71	9630922	94,96435	93,62139
Ajutorul comunitar		19391.45	190,957.88	186.97939	0.00	0.00
Ajutorul comunitar actualizat		1939 MS	183,61334	172373.14	0.00	0.00
Flux de numer cu ajutor neact	0.00	-331026	-33,698,45	-32,996.40	143,651.08	92,98639	110,11038	121,861.89	124.966.60	128,127.61
Rus de numer actualizat cu ajutor	0 00	-331026	-32,40235	-30,507.02	127,705.29	79,485.16	90302.71	9630922	94,96435	93.62139
Imitatori
VANF/K	1348393.10
RIRKTK	10626%								■
VANF/C	1,00031034
Fluxuri	0 00	-23 40	-224.66	-219 98	188,043.61	142,923.67	159206.00	170397,0!	17531639	17932434
VAM7C	1.761,830.69

i.lnvestitii\| Anexa 14.1.1
Costuri de investit» - U? *
An	2031	2032	2033	2034	2035	2036	2037	2038	2039	2040	2041
Raia de Mtualizare (% )	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%
Coeficient de actualicare	07026	0.6756	0.6496	0.6246	0.6006	0.5775	0.5553	04339	0.5134	0,4936	0.4746
CoShiri imrititii (mii lei)
Cheltuieli fara proiect (nai lei)	000	000	0 00	000	000	000	000	000	000	000	000
Cheltuieli Scenanul S2	341,91698	349,46} 94	357,17533	365,074 07	373,179 36	381,48595	390,00706	398.74? 42	407,716 80	416,914 50	426350 70
Cheltuieli incremental	341,946.98	349,463.94	357,17543	365.074.07	373,179.86	381,485.95	390,007.06	398,747.42	407,71640	416,91440	426350.70
Cheltuieli actualizate	24044741	236,08532	232,01438	228,024 19	224,122.16	220398.63	216357.07	212494,51	20931049	205400,72	202464.13
TOTAL CHELTUIELI incremental	341.946.98	349,463.94	357,17533	365,074.07	373,179.86	381.485.95	390,007.06	398.747.42	407 "1640	416,91440	426450.70
Cheltuieli totale actualizate	240447.41	236,08532	232,01438	228,024 19	224.122 16	220298 63	216,557.07	21249441	20931049	205400.72	202464.13
Vcnifun tara proiect (mi lei)	0<»	0.00	000	000	000	000	000	000	000	000	ooo
Venit un Scenanul 2	473.294 02	484.09091	495.134 18	506,42945	517,98246	529,799 \| i	541,88541	554,247 51	566,891 71	579,824 46	593.052 32
Venituri incremental	473494.02	484,090.91	495,134.18	506,429.45	517.982 46	529,799.11	54148541	554,24741	566491 71	579424.46	593,05232
Venituri actualizate	332330.10	327,034.48	321,629.72	31631434	311,086.84	305.945.79	300489.73	295^1738	291,027.04	286317.66	281,487.79
Flux de numerar net înrrem.	131447.04	134,626.97	137^5835	14135533	144302 60	148313.16	15147835	155400.09	159,174 92	162409.96	166,701.63
Flux de numerar net increm. aciuai iz a t	92482.69	90,949.16	89,615.44	88390.15	86 964.69	85,647.15	84332.66	83,022 77	81316 14	80.416.94	79,123,66
A}ulorul comunitar
Ajutorul comunitar ac lua) leat
Flux it nmnrr cu ajutor neacL	131 J47.04	134,626.97	137,958 45	14135533	144402 60	148313 16	15147835	155400.09	159,174 92	162,909.96	166,701.63
Flux de numer actualizat cu ajutor	92482.69	90,949,16	89,615.44	88,290,15	86.964.69	85,647.15	34332,66	83,022.77	81316.14	80.416 94	79,123.66
IniScatori
VANHK

RIRHK
VANHC
Fluxuri	184,426.47	189.12840	193.928.69	198340.88	203459 94	209,00036	214361 18	219,650 12	225,171 06	nojuii?	236,650.42
VĂNEJC

090 PROARCOR

CONSULTING

|i. Investitul

Anexa 14 12

Costuri de mvcsotu -S*»

An	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030
Rata de acnudizare (*/.)	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%
Coeficient de actualizare		1.0000	0.9615	0.9246	03890	0.8548	0.8219	0.7903	0.7599	0.7307
Colturi inwstitii (mii leii	0.00	24,701.80	237.13723	232,196.88	0.00	0,00
Cheltuieli tara proiect (mu lei)		0.00	ooo	ooo	ooo	DW	0.00	000	000	000
Chehuieli Scenariul S2		000	000	0.00	309,546 OS	307.372 00	313,842.77	320.465.31	327,450 88	334.61039
Cheltuieli incremental		0.M	0.00	0.00	309546.08	307372.00	313342.77	320,46531	327,45038	334,61039
Cheltuieli actualizate		0.00	0.00	0.00	275,18533	262,74237	257,95538	25346839	248335.75	244,49653
TOTAL CHELTUIELI Incremental	n.oo	24,701.80	237,13723	232.19638	309546.08	307372.00	313342.77	320,46531	327,45038	334,61039
Cheltuieli totale actualizate	0.00	24,701.80	228.01637	214,679.06	275,18533	262,74237	257,95538	25346839	248335.75	244,49653
Venituri tara proiect (mit lei)		0.00	000	000	000	0.00	000	0.00	000	000
Venitun Scenanul 2		0.00	000	0.00	453 197 16	400.358.39	423,953 15	442327.20	452,41748	462,73800
) unitari incremental		0.00	0.00	0.00	453.197.16	40035839	423353.15	44232740	452,417.48	462,738.00
Venituri actualizate		0.00	0.00	0.00	402390.63	342428.03	348,45839	349577.61	343300.10	338,118.12
Flux de numerar net inerent.	0.00	■24,701.80	-237.137.23	-232.196.88	143,651.08	92.9S6J9	110,11038	121,861.89	124.966,60	128,127,61
Flux de numerar net inerent, actualizat	0.00	-24,701.80	-228,01657	■214,679.06	127,70529	79,485 16	90502.71	9630942	94.96435	93,62159
Ajutorul comunitar		20,99653	201566.65	19736734	0.00	0.00
Ajutorul comunitar actualizat		20,99653	193314.09	182,47720	0.00	0,00
Flux de numer cu ajutor ne act	OM	-3,705.27	-35570.59	-3432953	143,651.08	92,98639	110,11038	121361.89	124.966,60	128.127.61
Flux de numer actualizat cu ajutor	0.00	-3,70527	-34202.49	•32201.86	127,70529	79,485.16	90502,71	9630942	94,96435	93,62159
Indicatori
vanwk	1345,081.50
RIRRK	10230%
VANHC	977,766.58
Fluxuri	0.00	-24.70	-237.14	-23220	188,043.61	142.923.67	159506.00	170,897.01	17531639	179324J4
VANF7C	1,761,816.67

HrAshiul Anexa 14 I 2

CoMun dc invesltEu*^*

Am	2031	2032	2033	2034	2035	2036	2037	2038	2039	2040	2041
Radi de actualizare (% }	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%
Coeficient de actualizare	0.7026	0,6756	0.6496	0.6246	0.6006	03775	0.5553	0.5339	03134	0.4936	0.4746
Coafuri iniestitii (mii lei)
Cheltuieli fata proiect (mu Ici)	0 00	000	0 00	000	000	000	000	0 00	000	000	oro
Qiehuieli Scenanul S2	341.94698	349,463 94	357,175 33	365,074 07	373,179 86	381,485 95	390,007 06	398,747 42	407,716 80	416,914 50	426,350 70
Cheltuieli incrementai	341,946.98	349,463.94	357,17533	365,074.07	373,179.86	381.485.95	390,007.06	398,747.42	407,716410	416,914.50	426350.70
Cheltuieli actualitate	240,247.41	236,08532	232,01438	228,024 19	224,122.16	220398.63	216,557.07	212494.51	209310 J9	203300.72	202364.13
TOTAL CHELTUIELI incrementai	341,946.98	349,463.94	357,17533	365,074.07	373479.86	381,485.95	390,007.06	398,747 42	407,716410	416^14^0	426350.70
Cheltuieli totale actnaJizale	240,247.41	236,08532	232.014^8	228,024 19	22442246	220398.63	216457,07	212,894.51	209310J9	205^00.72	202364.13
Venttun fara proiect Imn lei}	000	0Q0	000	000	000	000	000	000	0.00	000	000
Vena un Scenanul 2	473^94 02	484,090 91	495,134 18	$06,429 4*	517,98246	529,799 11	541,885 41	554,24751	566.891 71	579,824 46	593.052 32
Venituri incremental	473,294.02	484,090.91	495.134.18	$06,429.45	517,982.46	529,799.11	341385.41	55434731	566^91 -71	579^24.46	593,05232
Venituri actualizate	332330.10	327,034.48	321,629.72	316J1434	311,08634	305,945.79	300389 73	295,91738	291,027.04	236317.66	28M87 79
Fini de numerar net increm.	131,347.04	134.626.97	137.958.85	14135538	144302.60	148313 16	15137835	155300.09	159.174.92	162,909.96	166,701-63
Flux de numerar net inerrm. actualizat	92^82.69	90,949.16	89,615.44	88.2 90.15	86,964 69	85,647 15	84332.66	83,022.77	81,71644	30,416.94	79,123.66
Ajutorul comunitar
Ajutorul comunitar actualizat
Flux de numer cu ajutor ncacL	131347.04	134,626,97	137.958.85	14135538	144302 60	148413.16	151,878.35	155,500.09	159,174.92	162,909 96	166,701,63
Hui de numer actualizat cu ajutor	92,282.69	90,949.16	89,615.44	88390.15	86,964.69	85,647.15	84332.66	83,022.77	81,716 14	80,416 94	79,123.66
fai£< a lori
VANRK
KIRF/K
VANRC
Fluturi	184.426,47	189,12830	193,928.69	iswu.s»	203.1159 94	lOMMUt	21436118	219,650 12	225.171 06	23DJ36 r	UI,65041
VANDC	----------------—____________________________________________________________________ - - - ■__________________________________________________________________________________________

I. Investitul Anexa 14 13 [

Costun de mvcțtmi -!"•

An	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030
Rata de actualizare (%)	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%
Coeficient de actualizare		1.0000	0.9615	0.9246	0.8890	0.8548	0.8219	0.7903	0.7599	0.7307
Costuri investiții (mii leii	0.00	25.741.87	247,121.96	24147339	0.00	0.00
Cheltuieli fara proiect (mu Ici)		0.00	000	OU)	ooo	000	000	0.00	0.00	000
Cheltuieli Sccnamil S2		000	0.00	O 00	309,546 08	307,37200	313,842 77	320.465.31	327,450 88	334,610 39
Cheltuieli incremental		0.00	0.00	0.00	309,546.08	307372.00	313442.77	320,46531	327.45048	334,61039
Cheltuieli actualizate		0.00	0.00	0,00	275,18533	262,742.87	257,95548	25346839	248435.75	244J96J3
TOTAL CHELTUIELI incremental	0.00	25,741.87	247,121.96	241,97339	309346.08	307,372.00	313442.77	320,46531	327,450.88	334,61039
Cheltuieli totale actualizate	0.00	25.741.87	237,61737	223,718.18	275.18533	262,742.87	257,955.88	25346839	248435.75	244,49633
Venitun fara proiect (nai lei}		000	000	000	000	0.00	000	0.00	000	000
Venituri Scenariul 2		000	000	000	453 197 16	400358 39	423,953 15	44232720	452.417 48	462,73800
Venituri incremental		0.00	0.00	0,00	453,197.16	40035839	423,953.15	44232730	452.417.48	462,738.00
Venituri actualizate		0.00	0.00	0.00	402490.63	342428.03	34835839	349477.61	343400.10	338,118.12
Flux de numerar net inerent.	o.oo	-25.741.37	-247.121.96	-241.97339	143,651 08	92.98639	110,11038	121.861.89	124,966.60	128,127,61
FI ui de numerar net inerrm. actualizat	0,00	-25.741.87	-237,61737	-223,718.18	127.70539	79,485.16	90302.71	9630922	94,96435	93,62139
Ajutorul comunitar		21480.59	210,053.67	205,67735	0.00	0.00
/Ajutorul comunitar actualizat		2148049	201,974.68	190,160.46	0,00	0.00
Flux de numer cu ajutor neact	0.00	-3,861.28	-37,06839	-36,296,04	143,651.08	92,98639	110,11038	121,86149	124^966.60	128,127.61
Flux de numer actualizat cu ajutor	0,00	-346138	35.64249	-33557.73	127.70539	79,485.16	90402.71	9630922	94,96435	93.62139

hi di cal ori
VANF/K	134235233
HIHHK	99.18%
VANF/C	959371.42
Fluxuri	0.00 1-25.74	1-247.12	1-241.97	1188.043.61	1142,923.67	1159306.00	1170497.01	117531639	117942434
VANE7C	1,761.799.06

l.lnvestitlll__________Anexa 14 1 3__________\| Cos iuti de invesimi»!^________________________
An	2031	2032	2033	203-1	203S	2036	2037	2038	2039	2040	2041
Rata de actualizare )	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%
Coeficient de actuallz*re	0.7026	0.6756	0.6496	0.6246	0,6006	0.5775	03553	03339	03134	04936	0.4746
Colturi inutilii(mii Ici)
Oiehuieb fara proiect Ini ki)	000	000	000	000	000	000	0.00	000	000	000	000
Cheltuieli Set nanul S2	341,94698	349,46394	357.175.33	365,07407	373,179 86	381,485 95	390,007 06	398 74742	407,71680	__ 416^14 50	426.J50 70
Cheltuieli incremental	341,946.98	349,463.94	357,175.33	365,074.07	373,17936	381.485,95	390.007.06	398,747 42	407,71630	416,91430	426350.70
Cheltuieli actualizata	Z40J47.4I	236,08532	232.014.28	228,024.19	224,122.16	220393.63	216457,07	21239451	20931039	205300.71	202364.13
TOTAL CHELTUIELI incrementat	341346.98	349463,94	357,17533	365.074.07	373.179JI6	381485.95	390,007-06	398,747 42	407,71630	41631430	426350.70
Cheltuieli totale «etaniitate	240.247 41	236,085.32	232.01438	228.024.19	22442246	220298.63	216357,07	212394.51	20931039	205300.72	202364.13
Venii un fara proiect Imn ki)	000	000	000	000	000	000	ooo	000	000	000	000
Venituri Scenariul 2	471294 02	484.09091	495,134 18	506,42945	517,98246	529,799 11	541,885 41	554.247.51	566,891 7\|	579,824 46	593,052 32
Venituri incremental	473494.02	484,090.91	495,13448	506,429.45	517,982.46	529.799.11	541385.41	55434731	566391.71	579324.46	593.05232
Venituri actualizate	332,530 10	327,034 48	321429.72	31631434	311.086.84	305,945.79	300,889.73	295,91738	291,027.04	286317.66	281387.79
Flux de numerar net inerent.	131347.04	134.626 97	137,958.85	14135538	144302.60	148313.16	15137835	155300 D9	159,174 92	162,909.96	166,701,63
Hui de numerar net inerem. actualizai	92382.69	90,949 16	89,615.44	88390.15	86,964.69	85.647.15	84332.66	83,022.77	81,716 14	80,416.94	79,123.66
Ajulocul comunitar
Ajutorul cmnunltar actualizat
Flux de numer cu ajutor neacL	131347.04	134,62697	137.95845	14135538	144302.60	148313 16	15137835	155300.09	159,174 92	162,909.96	166,701 63
Flux de numer actualizat cu ajutor	92382.69	90,949 16	89,615.44	88390.15	86,964.69	05,647.15	84332.66	83,022.77	81JI6.14	80,416 94	79,123.66
Inii câtorî
1ANFIK
RIRFK
V ANF/C
Fluxuri	184,426.47	189.128.50	193,928.69	IMJ40.M I10J.15S9J \|109,000M			21446118 \|2I9,650.12		225,171.06	230336 17 1236.650.42
\ANEC

■ Investitul Anexa 1414
Costuri de mvestitn 1%
An	2021	2022	2023	2024
Rata de actualizare f%)	4%	4%	4%	4%
Coeficient de actualizare		1.0000	0.9615	0.9246
Cmtun inwstitii (mii leii	0.00	26461.91	252.11432	246361.94
Cheltuieli fara proiect (mu Jefl		0.00	000	000
Cheltuieli Scenanul S2		0.00	0.00	01»
Cheltuieli incremental		0.00	0,00	0.00
Cheltuieli actualizate		0.00	0.00	0.00
TOTAL CHELTUIELI incremental	0.00	26461.91	252,11432	246361.94
Cheltuieli totale actualitate	0.00	26461.91	242,417.62	228437.74
Veni:un Tara proiect (nu Ici)		0.00	000	□ 00
Venituri Scenanul 2		0.00	000	000
V enituri incremental		o.oo	0.00	0.00
Venituri actualizate		0.00	0.00	0.00
Flux de numerar net inerent	B.QO	-26461.91	-252,11432	-246361.94
Hui de numerar net inerent, actualizat	fi.W	-26461 91	-242417.62	-228437.74
Ajutorul comunitar		22.101.61	212,175.42	207,755.10
Ajutorul comunitar actualizat		22.101.61	204.014.83	192,08147
Muz de numer cu ajutor neact.	0.00	-4.16030	-39/138.90	-39,106.84
Hui de numer actualizat cu ajutor	0.00	-1,16030	-38,402.79	-36,156.47
Imitatori
VANHK	1337,121.12
RIHF/K	9391%
VANF/C	950,473.83
Huiuri	0.00	-26.26	•252 11	246.86
VANBC	1,761,79046

4 ®© PROARCOR

CONSULTING

2025	2026	2027	2028	2029	2030
4%	4%	4%	4%	4%	4%
0.8890	0.8548	0.8219	0.7903	0.7599	0.7307
0.00	0.00
0.00	000	000	000	000	0 00
309.54608	30737200	313 842.77	32046531	327,450.88	334.610 39
309546.08	307372.00	313342.77	320,46531	327,450.88	334.61039
275,18533	262,742.87	257,95538	25326839	248335.75	244,49653
309346.08	307372.00	313342.77	320,46531	327,450.88	334,61039
275.18533	262,74257	257,95538	25326839	248335.75	24439653
ooo	D00	0.00	0 00	" 800 '	D.00
453.197 16	400358.39	423,96315	*42.127.20	432.41748	462,738.00
453,197.16	40035839	423,953.15	44232720	452,417.48	462,738.00
402,890.63	342228.03	348,45859	349377.61	343300.10	338,118 12
143,651.08	92,98639	110.11038	12L86I.89	124566.60	128.127.61
127,70529	79,485.16	90302.71	96309.22	94,96435	93,62139
0 00	0.00
o.oo	0.00
143,651.08	92,98639	110,11038	121,861.89	124.966.60	128,127.61
127,70529	79,485.16	90302.71	9630922	94,96435	93,62159

; 188,043.61 | 142,92367 | 159206.00 | 170,897.01 | 17531639 [ 17932434 ]

tinvesUtnl Anexa MU
Cocina de mvețtilu *
An	2031	2032	2033	2034	2035	2036	2037	2038	2039	2040	2041
Etala de actualizare (%)	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%
Coeficient de actualizare	tt,7026	0.6756	0.6496	0.6246	0.6006	0.5775	03553	03339	03134	0.4936	0.4746
Cmturî invnlitii<mii lei)
Qichuielt fiara proiect (mt lei)	000	000	0 00	000	000	000	000	000	000	000	000
Cheltuieli Scenariul S2	34154698	349,463 94	357,175 33	365,074 07	373.179 86	381,485 95	390,007 06	J98.747 42	407,716 80	416,914 50	426J5O7O
Cheltuieli incremental	341,946,98	349,463.94	357,17533	365,074.07	373,17936	381,485.95	390,007,06	398,747.42	407,71630	416.91430	426350,70
Clirlluiell actualitate	240347.41	23 6,08 532	232.01448	228,024.19	224422.16	220398,63	216,557.07	212394.51	20931039	205300 72	202364.13
TOTAL CIIELTIjIEIJ incremental	341.946,98	349,463.94	357,17533	365.074.07	373.179.86	381 485.95	390,007.06	398,747.42	407,716.80	416^1430	426350.70
Cheltuieli totale actualizate	240347.41	236,08532	232.014.28	228.024.19	224,12236	220398.63	216357.07	212394.51	20931039	205300-72	202364.13
Venit un Tara proiect (mu lei)	000	0 00	000	000	000	000	000	000	000	000	000
Venit un Scenariul 2	473,294 02	484,09091	495,134 18	506,429 45	517,982 46	529,799 11	541,885 4\|	554.247 51	566.891 71	579.824 46	593.052 32
Venituri incremental	473394.02	484,090.91	495,134.18	506.429.45	517,982.46	529,799,11	541385.41	55444731	566391 71	579324 46	593,05232
VenbnriKtuilInle	332330,10	327,034.48	321.629 72	31631434	311,086.84	305.945.79	300,889.73	295,917.2»	291.027.04	286417.66	281387.79
Flux de numerar net inerent.	131347.04	134,626.97	137,958.85	14135538	144302.60	148313.16	15137835	I553W-09	159,174 92	162,909.96	166.701.63
Flux de numerar net increm. actualizai	92382.69	90,949.16	89,615.44	88J90.15	86.964.69	85.647.15	84332.66	83,022.77	81,716.14	80,416.94	79,123.66
Ajutorul comuailar
Ajutorul comunitar ac lu ditai
Flux de numer cu ajutor neacL	131347,04	134.626.97	137,9505	14135538	144302 60	14831336	151,87835	155,500.09	159,174.92	162,909 96	166.701.63
Hui de numer actualizai cu ajutor	92382.69	90,949.16	89,615.44	88490.15	86.964.69	85,647-15	84332.66	83,022.77	81,71614	80,416 94	“9J23.66
h <5 caturi
vanrk
RIRHK
VANF/C
Fluxuri	184,426,47	189,128.50	193.928.69	198440.88	20JJ59.14	209.00026	21446118	219.650.12	225,171 06	2MJ36.11	236,650.42
VANEC

I Investiții] Anexa u rs

Coslundc im«tnii*5%

An	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030
Rata de «tuniIzare <%)	4%	4%	4%	4*54	4%	4%	4%	4%	4%	4%
Coeficient de actualizare		1.0000	0.9615	0.9246	0.8890	0.8548	0.8219	0.7903	0 7599	0.730
Custuri ti iii (mii Ier)	0.00	27301.98	262.099.05	256,638.65	0.00	000
Cheltuieli fata proiect tmu lei)		0.00	000	0.00	0.00	9.00	0.00	tH)O	000	0.00
Chehuieli Scenariul S2		0.00	000	0.00	309,516.08	307.37200	313,84277	320.465.31	327,450,88	334,610.39
Cheltuieli incremental		0.00	0.00	0.00	309346.08	307372.00	313342.77	320,46531	327,450.88	334,61039
Cheltuieli actualizate		0.00	o.oo	0.00	275,18533	262,74237	257,955.88	253.26839	248335.75	244,49633
TOTAL CHELTUIELI incremental	0.00	27301.98	262,099.05	256,638.65	309346.08	307372.00	313342.77	320,46531	327x150.88	334,61039
Cheltuieli totale actualizate	0.00	27J01.98	252,01832	23737636	275,18533	262,742.87	257,955418	25336839	248335.75	244,49633
Venii un fara pidkxI (mu kil		0.00	000	000	□ DO	000	000	000	000	000
Vemtun Scenanul 2		0.00	000	0.00	453.197 16	400 358.39	423.953 15	442,327.20	45141748	462.73800
Acnituri incremental		0.00	0.00	0.00	453.197.16	40035839	423.953.15	44232730	452,417.48	462,738.00
Venituri actualizate		0.00	0.00	0,00	402390.63	342^28.03	348.45859	349377.61	343300.10	338,118 12
Flux de numerar net inerent	0,00	-27301.98	-262,099.05	-256,638.65	143,651.08	92,98639	110,11038	121,861.89	124,966.60	128,127,61
Flux de numerar net inerent actualizat	0.00	-27301.98	252.01832	-237376.86	127,70539	79,485.16	90302.71	96309.22	94,96435	9362139
Ajutorul comunitar		22,101.61	212,175.42	207,755.10	0.00	0.00
Ajutorul comunitar actualizat		22,101.61	204,014.83	192,08137	0.00	0.00
Flux de numer cu ajutor neacL	0.00	-530038	-19.923.63	-1838335	143,651.08	92.98639	110 11038	121,861.89	124.966.60	128.127.61
Flux de numer actualizat cu ajutor	0.00	-530038	-48,003.49	-45.19539	127,70539	79385.16	90302.71	9630922	94,96435	93.62139
indicatori
VANF/K	1318,925.95
RIRF/K	79.51%
VANF/C	932378.67
Fluxuri	0.00	-2730	262.10 ]-256.64 U88.043.61 \|142.923.67				159,206.00	170397.01 117531639		17932434
VANE/C	1,761 772.64

l.lnvestitiil Anexa 14X5
Castan de inveitfiH
An	203!	2032	2033	2034	2035	2036	2037	2038	2039	2040	2041
Rata de Actualizare (%)	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%
Cnclitieut de actualizare	0,7026	0.6756	0.6496	0.6246	0.6006	05775	05553	□3339	03134	□.4936	0.4746
Coifuri mintilii (mii Ici)
Cheltateli fata proiect tmi lei)	000	000	000	000	000	0(X)	000	000	000	000	0.00
Cheltuieli Scenariul S2	341.946.98	349,463 94	357.175.33	365,07407	373,17986	381,485 95	390,007 06	398,74742	407,71680	416,914 50	426,35070
Cheltuieli iecrctneulal	34134638	349,46334	357,17533	365,074.07	373,17936	381,485.95	390,007.06	398,747.42	407,716JD	41631430	«435<I.7O
Cheltuieli Actualiza le	140,24141	236,08532	132.01438	228,024.19	224,122.16	220398.63	216357.07	212394.51	20931039	205300.72	202364.13
TOTAL CHELTUIELI incrementai	341346.98	349,46334	357,17533	365,074,07	373,179.86	381,485.95	390,007 06	398,747.42	407,716.80	41631430	426350.70
Cheltuieli totale actualizate	240,247.41	236,08532	232.01438	228.024.19	224,122.16	220398.63	216357.07	21239431	20931039	205300.72	202364.13
Venit un fara proiect (mu kt)	000	000	000	000	ooo	ooo	ooo	000	oro	000	000
Venit un Scenariul 2	473,29402	484.09091	495,134 18	306,42945	517,98246	529.799 11	541,885 41	55434751	566,891 ?\|	579,82446	593,05232
Venituri incremental	473 394.02	484,09031	495,134.18	506,429,45	317,982,46	529,799.11	541385.41	55444731	566391.71	579324.46	593,05232
Venituri actualizate	332,530.10	327,034.48	321,629.72	31631434	311.O86J4	305,945.79	300389.73	295,91738	291,027.04	286417.66	281,487.79
Flux de numerar net incrcm.	131347.04	134,62697	137358 85	14135538	144302.60	148J13.16	15137835	155300 09	159,174 92	162309.96	166,701.63
Flux de numerar net incrcm. Actualizat	923^2-69	90349.16	89,615.44	88390.15	86,964.69	85,647.15	84332.66	83,022-77	81,716 14	80,416 94	79,123.66
Ajutorul comunitar
Ajutorul comunitar actualizai
Flux de nuner cu ajutor neact	131347.04	tJe.S16.91*	13735835	14135538	144402.60	148313 16	151,87835	155309,09	159,174 92	162309 96	166,701.63
Flux de nutner Actualizat cu ajutor	92382 69	90349 16	89,615.44	88390.15	86.964.69	85,647.15	84332.66	83,022.77	81716.14	80.416 94	^9,123 66
kiiicatori
VANFIK
RIRRK
VANF7C
Fluxuri	184.426.47	1S9 1H.50 h93.91l.69		198J4048 1203459.94 \|109,00046 \|21436118 \|219,650.12 \|225.17I.O6 1130,836 17							236 650 42
VANDC

1 Investiții] Anexa 14 16
Coslun de mv ei trtu 10%
An	2021	2022	2823	2024
Rata de actualizare I %)	4%	4%	4%	4%
Coeficient de actualizare		1.0000	0.9615	0.9246
Colturi tnwslilii (mii lei)	0.00	2H.602.08	274379.96	268359.54
Cheltuieli fora ?roicct <mn lei)		000	000	000
Cheltuieli Scenariu! S2		000	000	000
Cheltuieli incremental		0,00	0.00	0.00
Cheltuieli actualizate		0.00	0.00	0.00
TOTAL CHELTUIELI incremental	0.00	28,60208	274379 96	268,85934
Cheltuieli totale actualizate	o.oo	28,602.08	264.019.19	248375.76
Veni tun fara proieci (nu lei)		gog	000	0.00
Venit un Scenariul 2		DW	000	000
> căituri incremental		0.00	0.00	0.00
Venituri actualizate		0.00	0 00	0,00
Hui de numerar net iacreiu.	0.00	-28.602.08	-274379 96	-26835934
Rux tic numerar net in crem, actualizat	0.00	-28.602.08	-264,019.19	-248375.76
Ajutorul comunitar		22,101.61	212,175.42	207,755.10
Ajutorul comunitar actualizat		22.101.61	204,01433	192,081.27
Flux de numer cu ajutor neact	0.00	-6300.47	-62,40434	-61,104.44
Flux de numer actualizat cu ajutor	0,00	-6300.47	-60.0U436	-56.494.49
In di catari
VANHK	1.296 481.99
R1RF/K	67.02%
VANRC	909334.71
Fluxuri	0,00	-28.60	[-27438	-268.86
VA5E/1	1,761.750.63

«190 PROARCOR

CONSULTING

2025	2026	2027	2028	2029	2030
4%	4%	4%	4%	4%	4%
0 8890	04548	0.8219	0.7903	0.7599	0.7307
0.00	0.00
0.00	0.00	000	0.00	000	000
309,546 08	30737200	313.84277	320.465.31	327,450 88	334,61039
309446.08	307372.00	313442.77	320,46531	327,45048	334,61039
275,18533	262,74247	257,95548	25346839	248435.75	244,49633
309446.08	307372.00	313442.77	320,46531	327,450.88	334,61039
275,18533	262,742.87	257,95548	25326839	248435.75	24449643
0.00	000	0.1»	0.00	000	0.00
453,197 16	40035839	423,953.15	44232720	452.417 48	462 738.00
453.197.16	40035839	423,953.15	44232730	452,417.48	462,738.00
402,890.63	342328.03	348.45849	349477.61	343400.10	338,118.12
143,651,08	92,98639	110.11038	121,861.89	124,966.60	128,127.61
127,70539	79,485.16	90402.71	9630922	94,96435	93,62149
0.00	0.00
0.00	0.00
143,651.08	92,98639	110.11038	121,86149	124.966.60	128,127.61
127,705.29	79385.16	90402.71	9630922	94.96435	93,62149

! 188,043.61 [142,923.67 ]159j06.00

[170497.01 [I753163T [179,824.34

d PROARCOR

CONSULTING

l.lnvestitiil Aiwxonte
CqsIuh de investiiu+l(Ft
An	2031	2032	2033	2034	2035	2036	2037	2038	2039	2040	2 (Ml
Raia de actualizare )	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%
Coeficient de actualizare	0.7026	0.6756	0.6496	0.6246	0.6006	03775	03553	03339	03134	0.4936	0 4746
Costuri lei)
Cheltuieli fon proiect (nu lei)	OW	000	ocn	0 00	000	000	om	000	000	000	0.00
Oiehuicb Scenariul S2	341.94698	349,463 94	357.175 33	365,07407	373,179 86	381,485 95	390,1X17 Oh	398,747 42	407,716.80	416,914 SO	42635070 i
Cheltuieli incremental	34I.946.9B	349.463 94	357,17533	365,074.07	373,17936	381.415.95	390,007.06	398,747.42	407,71630	416,914.50	426350,70
Cheltuieli actualizate	240,247 41	236.08532	232.014 38	228,024.19	224,122.16	220398.63	216,557.07	21239431	209J10J9	205300.72	202364.13
TOTAL C11ELTIJIE1J incremental	341346.98	349,463.94	357,17533	365.074,07	373.179.86	J 81,485.95	390,007.06	398,747.42	407,71630	41631430	426350,70
Cheltuieli totale actualizate	240347.41	236,08532	232,01438	228.024 19	224,122.16	220498.63	216,557.07	212^9431	20931039	205300,72	202364.13
Venitun fara proiect (nu lei)	0®	D00	000	000	00O	000	000	000	0.00	000	000
Venituri Scenariul 2	473,294 02	484,090 9!	495,134 18	506,429 4 i	517,98246	529,799 11	541.885 41	554347.51	566.891 71	579.824 46	593.052 32
Venituri incremental	473394.02	484,090.91	495.134.18	506,429 45	517,982.46	529,799.11	541385.41	554447.51	566391.71	579324.46	593,05232
Venllurl acMilkule	332,530 10	327,034.48	321329.72	31631434	311.086.84	305,945.79	300389.73	295,91728	291,027.04	286417.66	281487,79
FIuk de numerar net înerrm.	131347.04	134,626.97	137,953.85	14135538	144302.60	14831346	15137835	155300.09	159.174.92	162,909.96	166,701.63
Hm de numerar ne! jacrem. actualizat	92382.69	90,949.16	89,615 44	88390.15	86.964 69	85,64745	84432.66	83,022.77	81,716.14	80,416.94	79,123.66
Ajutorul comunitar
Ajutorul comunitar actualizat
Hui de numer cu ajutor neacL	131347.04	134.626.97	137,958.85	14135538	144302 60	I4KJI3 16	1SM713S	155300.09	159,174,92	162,909 96	166,701.63
Rus de numer actualizat cu njulor	92382.69	90,949.16	89,615.44	BBJ9Q15	86.964.69	85,647.15	84332,66	83,022.77	81.71614	80,416.94	79,123 66
Indicai ori
VANF7K
KIRF/k
VANW
Fluturi	1(4^126.4^ \|lS9,l2H50 1193.921.69 \|i9SJ4OS« \|2O3,t59 94 1109.00026 {2I4.261.1S 1119,650.12 \|U5.1'1.06 flJOJÎOI' {236^50.42
VANET

ll Operare 1__Anexa 14.11 1__________ Coslun de ojwrare Sllntrellne^:-1O^,^
An	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030
Rata de actualizare (%)	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%
Coeficient de actualizare		1,0000	0.9615	0.9246	03890	0.8548	0.8219	0.7903	0J599	0.7307
Costuri investitii (mii leii	0.00	26.001.89	249,618.14	244,417.76	0.00	0.00
Cheltuieli fara proiect (mii leii		ooo	0.00	0.00	0.00	ou	0.00	000	ooo	000
Cheltuieli Scenariul S2, din care	000	0.00	ooo	ooo	305.773.51	303465 73	309 797.21	316374 64	323 108 99	330.11093
Matern prime	ooo	0.00	0.00	ooo	232.725.97	228,531,06	232.911.51	237,37148	242,119.33	246.963.00
Operare fi menîcnanla	000	ooo	ooo	0.00	33.953 07	35.156 41	36.410.00	37,716.05	39.076.92	40.495.05
Alte cheltuieli	ooo	ooo	ooo	ooo	39.094.48	39.778.25	40.475 71	41 18711	41 912.74	42,652.88
Cheltuieli incremental		0.00	0.00	0.00	305,77331	303.465.73	309,79731	316374.64	323,108.99	330,110.93
Cheltuieli actualizate		0.00	0.00	0.00	27133134	259,403.78	254,630.73	249,956.44	245,536,28	241408,83
TOTAL CHELTUIELI incremental	o.w	26,001.89	249,618.14	244.417.76	305,77331	303,465.73	309,79731	316374.64	323,108.99	330,110.93
Cheltuieli totale actualizate	O.DQ	26,001.89	240,017.44	225,977.96	27133134	259,403.78	254,630.73	249.956.44	24533638	241308.83
Vcmlun fara proiect (nai ki)		0.00	0.00	o.no	000	0.00	000	0.00	0.00	000
Venituri Scenariul 2		0.0(1	ooo	0.®	453.197 16	400358.39	423,953 15	442327.20	452.417 48	462.738.00
Venituri incremental		0,00	0.00	0.00	453.197.16	40035839	423,953.15	44232730	452.417.48	462,738 00
Venituri actual irite		0.00	0.00	0.00	402390.63	342328.03	348,45839	349377.61	3 0	338,118.12
Hui de numerar net inerent.	D.«W1	-26,001.89	-2*19,618,14	-244,417 76	147323.65	96^92.66 ““	114,15594	126,052.56	129308.48	132.627.06
Hui de numerar net increm. actualizat	0.M	■26,001.89	-240,017.44	-225,977 96	131,059.09	8232425	9332736	99,621.17	9836332	96.90930
Ajutorul comunitar		22.101.61	212,175.42	207,755.10	0.00	0.00
Ajutorul comunitar actualizat		22,101.61	204.01433	192,08137	0.00	0.00
Flux de numer cu ajutor ncacL	0.00	-3,90038	37,442 72	-36,662.66	147,423.65	96392.66	114,155.94	126,052.56	129308.48	132.627.06
Flux de numer actualizat cu ajutor	0.00	-3,90038	36.002.62	33396.69	131,059 09	8232435	93327.86	99.621.17	98*263^2	96,90930
bdicaton
VANHK	1392 97749
R1RRK	100.70%
VANWC	1,00633031
Fluxuri	0.00	-26.00 ; 249.62		-244.42 '191324.97		146321 93 1162,726.05 174343.96 379,09539 [183,74137
VANRC __	1,80132335_______________

STUDIU DE FEZABILITATE

Sursă de producere a energiei termice și electrice prin cogenerare de înaltă eficientă Implementare proiect In sursă CETH Arad Analiza Cost Beneficiu (Capitol 9) - volum 2.2

11 Operare! Anexa 14 I11
Cos Iun de operare 31 ini ret intre 10%
An	2031	2032	2033	2034
Rata de actualizare (% \|	4%	4%	4%	4%
Coeficient dt actualizare	0.7026	0.6756	0.6496	0.6246
Ceaiuri lumii Hi (mii lei}
Chelluieli fara proiect (mi lei)	000	000	000	000
Cheltuieli Scenariu! S2, din caie	337.283 31	344 62911	352,162 08	359.874 81
M atent pnrw	251.902.47	256 937 75	262.0» 49	267,11703
Operare si meni en ani a	41.973 01	43.11348	45,11927	46,793 31
Ahe cheltuieli	43,407 83	44.177 87	44 963 32	45,76447
Cheltuieli incremental	337,28331	344,62911	352,162.08	359474.81
Cheltuieli actualizate	236,970 78	232*819.08	228,757.77	224,776.75
TOTAL CHELTUIELI incremental	337283 31	344,629 \|\|	352,162.08	359,874.81
Cheltuieli totale ac înalt zale	236,970.78	232319,08	228,757.77	224,776.75
Vendun fara f rotecc <mu leii	3 pa	000	000	000
Venituri Scenariul 2	■173.2^02	484.09091	495 1 34 18	506.429.45
Venituri incremental	473494.02	484.090,91	495 134 18	506.429.45
Venituri actualitate	332,530.10	327,03448	211*1’72	31631434
Hui de numerar net increm.	136,0 \|D."Q	139,461.80	142.9T2.il	146354.63
Flux de numerar net increm. actualizat	9535932	94 J15 40	92371.95	91^37^9
Ajutorul comunitar
A fuiorul comunitar actualizat
Flux de numer cu ajutor neacL	136.010 70	139,461.80	142.972.11	146,554.63
Hui de numer actualizat cu ajutor	9535932	___94,215.40	92,871,95	91,837.59

tadkatori

VANHK

RLRRK	.-----------------
VANRC	----------------. -a.,..
Fluxuri	IBMS71S I113J3813 II9IJ95J3 [203J70 19
‘VANEC

4 PROARCOR

CONSULTING

2035	2036	2037	2038	2039	2040	2041
4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%
0.6006	03775	0.5553	03339	0.5134	0.49J6	0.4746

000	0.00	000	000	000	000	000
367,786 68	375,89056	384.20079	392,72124	401.46124	410,41969	419.606 29
272,666 35	278,11681	283,679 04	289J5J.O4	29$ 144 15	301,047.03	307.06701
48,538 67	$0,158 58	52256.39	$4.23 5 64	$6.299 99	58.453 33	60.69967
46,581.65	47.415 17	48,265 36	49132 56	50.017.10	50,919.33	$1.839.60
367.786.68	375,890,56	384,100.79	392,7204	401,46124	410,419.69	419,60629
120410.15	217,067,43	213333.06	209,677.08	206,099.46	202394.70	199.162 95
367.786.68	37539036	384200.79	392,72124	401,46124	410,419.69	419.60629
220,883 15	217,06733	213333.06	209,677.08	206,09946	201J «4? 0	199 162.95
0 03	000	000	000		ow	000
517982.46	529.799 11	541 885 41	$54247.51	566.891 71	579.824 46	$93.05232
517,982.46	529,799.11	541385.41	554247.51	ÎM.M1.7I	579224.46	593.052J2
311,086.84	305.945.79	300,189 73	295,91728	291,027.04	286217.66	281,487 79
150,195.79	153,908.55	157.684,62	16132627	165,430.47	IMJM.77	173,446.04
90203.70	8937835	87356.67	8624020	84,92738	83,62296	82324.85


150-195 79	15330835	157,684.62	16132627	1M.W0.47	169 _r4 04.77	173,446.04
90203 70	8837835	87356.67	86240-20	84,92738	83,622.96	82324.85

.208358.9*»	\|213J7627	1219321.78	1224,90324	1230^25.00	1236399.60

STUDIU DE FEZABILITATE

Sursă de producere a energiei termice și electrice prin cogenerare de înaltă eficiență Implementare proiect la sursă CETH Arad Analiza Cost Beneficiu (Capitol 9)-volum 2.2

llOperaral Anexa 14 112
CoMun de operare si intrclmerc -?*•
An	2021	2022	2023	2024
Rata de actual lure (% )	4%	4%	4%	4%
Coeficient de actualizare		1.0000	0.9615	0.9246
Costuri inwstitii (ml leit	0.00	26,00139	249,618.14	244,417.76
Cheliuieh fora proiect (mu teii		000	ooo	ooo
Cheltuieli Scenariul S2. din care	0.00	000	000	ooo
Maieiu pnme	000	000	0.00	ooo
Operare si mentenanta	000	000	0.00	ooo
Ahe cheltuieli	000	000	000	0.00
Cheltuieli incremental		o.oo	0.00	0.00
Cheltuieli actualizate		0.00	0.00	0.00
TOTAL CHELTUIELI incrementat	0,00	26,001.89	249,618.14	244.417.76
Cheltuieli totale actualizate	0.00	26,001.89	240,017.44	225,977.96
Venit un Tara proiect (nu Ici)		000	000	000
Venii un Sctnanul 2		000	000	0.00
Venituri Incremental		0.00	0,00	0.00
Venituri actualizate		0.00	0.00	0,00
Flux de numerar net inc reni	0.00	-26,001.89	-249,618.14	-244417.76
Flux de numerar net inerent actualizat	0.00	-26.001.89	-240 017.44	-225.977.96
Ajutorul comunitar		22.101.61	212,175.42	207,755.10
Ajutorul comunitar actualizat		22,101.61	204,01433	192,081.27
Flux de numer cu ajutor neact	0 00	-3,900,28	-37.442.72	-36,662.66
Hui de numer actualizai cu a\| ulor	0.00	-3.900.28	-36.002.62	-33,896.69
bttcalnri
VANHK	136TJ23.70
RIRFK	9938%
VANF7C	980.676.42
Huma	0.00 '-26,00 f-249.62			-244.42
VANE/C	1,781.558.95

4 ®G PROARCOR

CONSULTING

2025	2026	2027	2028	2029	2030
4%	4%	4%	4%	4%	4%
0.8890	0.8548	03219	0.7903	0.7599	0.7307
0,00	0.00
0.00	000	000	000	000	000
307.65979	305,418.87	311 819.99	318,369.98	325,279.94	332,360.66
232.725 97	228.531.06	232.91151	23737148	242.119.33	246,963 00
35.839 35	37,10955	38.43277	39.811 39	41347 86	41744 78
3909448	39.778.25	40 47571	41 187 11	41.91174	42652 88
307,659 79	30541837	311319.99	318369.98	325379.94	332360.66
273,508.44	261.07333	25639330	251.612.42	247.186.02	242352.68
307,659.79	305.41837	311319 99	318369.98	325379.94	332360.66
273308.44	261.07333	25639330	251,612.42	247.186.02	242352.68
000	OW	0 00	000	000	0.00
453.197 16	40035839	423,953 15	442327.20	452,417.48	46273800
453,197,16	40035839	423353.15	44232730	452.417.48	462,738.00
402390.63	342328.03	348.45839	349377.61	343.800.10	338,118.12
14533737	94.93932	112,133.16	123,95733	127,137.54	13037734
129382.19	31,154.70	92,16539	97,96530	96,614.08	95365 44
0,00	0.00
0.00	0.00
14533737	94,93932	112,133.16	123,95733	127,13734	13037734
129382.19	81,154.70	92.16539	97,96530 _	96.61408	95,265.44

[189,684.29 [144,62230 [160,966.03 [171,720.48 [177,205 99 [181,782.86

II Operare \| Anexa 14.11.2
Cos iun de operare si intretmere -5*u
An	2031	2032	2033	2034
Raia de Actualizare \|	4%	4%	4%	4%
Coeficient de actualizare	0.7026	0,6756	0.6496	0,6246
Cmitiri lumlilii Inii lei)
Cheltuieli fora proiect (mu ki l	000	000	000	000
Cheltuieli Scenariu! S2L din care	339.615 15	347.046 53	354.668 70	>62,47444
Matern rnme	251.90147	256.93775	267,07949	267,31703
Of tiare st memenunia	44.304 85	45.930.90	47 625 90	49392.94
Ahe cheltuieli	43,407 83	44,17757	44,96332	45,764 47
Cheltuieli incremental	339,615.15	347,04653	354,668.70	362.474.44
Cheltuieli actualizate	238509 10	234,45220	230386.03	226,400.47
TOTAL CHELTUIELI incremental	339,61515	347,04653	354568.70	362,474.44
Cheltuieli totale actualizate	238,609.10	234J52J0	230 386.03	226.400.47
Venituri fara proiect (mu kd	000	■JCKJ	IW	000
Venituri Scenariul 2	473.294 02	484 090 91	495 134 18	306.42945
Venituri incremental	473394.02	484,090,91	495,134 18	506,429.45
Veni lori ac tu Mizate	33253040	327,034.48	321,629 72	31631434
Unt de numerar net increoL	133,678.87	137.04439	140.465.48	143.955,01
Fim de numerar net lacrem. actualizat	93.921.00	9238238	91,243.70	89,91357
Ajutorul corn unitar
Ajutorul coma «ilar actualizai
Rut de nuracr cu ajutor aeacL	133,67857	137,04439	140.465 48	143.955.01
Flux de numer actualizat eu ajutor	93,921.00	9258238	91443.70	89,913.87
Imitatori
VANHK
RIRHK
VANF/C
Fluxuri	186,45651 ]I9IJ3372		196,111 96	201,10534
VANE7C

4 00 PROARCOR

CONSULTING

2035	2036	2037	2038	2039	2040	2041
4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%
0.6606	03775	0JS53	03339	0.5134	0.4936	0.4746

ooo	OOO	000	000	000	0 00	000
370.483 27	378,688 26	3S7JG3.92	395.734 33	404.589 02	413,66709	422.978 49
272,666 35	278 116 81	283 679.04	289^15304	295,144 15	301,047 03	307,067 01
51.235 27	53,156 28	55,159 53	57/48 73	59.42777	61.700.73	64.071 88
46.581 65	47.41$ 17	48JM36	49.132 56	50017 10	50,919 33	51,83960
370.483217	378,68826	387,103.92	395,73433	404/19.02	413,667.09	422,978.49
222,502.65	218/83.03	214,945.07	211/85.79	207.705.18	204 J 97.71	200,76334
370383.27	37B.688J6	387,103.92	395,73433	404/89.02	413,667.09	422/78.49
222,502.65	218,683.03	214,945.07	211/85.79	207,705.18	204,197.71	200,76334
Oda	□ 00	000	OOO	©CD	ooo	000
517,^46	529.799 \| ]	541 885 41	'■54.247 51	«66.891 71	579 82446	593.05232
517.982.46	529.799 11	541,885.41	554/47.51	566/91 71	579/24.46	593,05232
311.08684	305,94579	30041*9.73	295,917/8	291,027.04	286/17.66	281,487.79
147,499 19	151.110.85	154,781.48	15*313 11	162302 70	166.15736	170,073.83
88384.19	87/62-75	85/44.66	84/31.48	83/21.86	81,019 95	80.72426


147/99 19	151,110.85	154,781.48	158/13 18	162302.70	166.15736	170,07343
88.584.19	87/62.75	85,944.66	84/31.48	8332136	82,019 95	80,72426

^D6JD9.4S [JU4JB37 ]nt,7!Ul UîlJ-ri.i* [217JM.W [133.667.BH

II Operare \|_________Anexa 14 Jț3__ Cusiunde operare si intru lui ere -l"o
An	2021	2822	2023	2024
Rata de actualizare (%)	4%	4%	4%	4%
Coeficient de actualizare		1.0000	0.9615	0.9246
Costuri inwstitU (mii lei)	0.00	26.001.89	249,618.14	244.417.76
Cheltuieli fara proiect (mu lei}		000	ooo	0.00
Cheltuieli Scenariul S2,d«i care	000	0.00	000	0.00
Materu prime	000	ooo	ooo	ooo
Operare șt menjcnanla	000	000	0.00	0.00
Ahe cheltuieli	000	0.00	ooo	0.00
Cheltuieli incremental		0.00	0.00	0.00
Cheltuieli actualizate		0.00	0.00	0,00
TOTAL CHELTL1EU incremental	0.00	26.001.89	249.618.14	244.417.76
Cheltuieli totale actualizate	0.00	26.00139	240.017.44	225,977.96
Venituri fara proiect (nu leii		0.00	0.00	000
Veniiun Scenanul 2		0.00	ooo	000
Venituri incremental		0.00	0.00	0.00
Venituri actualizate		0.00	0.00	0.00
Flux de numerar net inerent	0.00	-2600139	-249.618.14	-244,417.76
Flux de numerar net increra. actualizat	0.00	-26.00139	-240.017.44	-225,977.96
Ajutorul comunitar		22.101.61	212,175.42	207.75510
Ajutorul comunitar actualizat		22,101.61	204.01433	192,08127
Fini de numer cu ajutor neact.	0.00	-3,900.28	-37,442,72	-36,662.66
Hui de numer actualizat cu ajutor	0.00	-3,90028	-36.002.62	>33,896,69
Inii catari
VANF/K	1346300.67
RlRRk	98.68%
VANFK	960.15338
Fluturi	0.00	-26.00	-249.62	-244.42
vane/c	1,765,747.52

4 PROARCOR

CONSULTING

2025	2026	2027	2028	2029	2030
4%	4%	4%	4%	4%	4%
08890	08548	0.8219	0.7903	0.7599	0.7307
0.00	0.00
000	0.00	)00	0.00	000	0.00
309,168 82	306.981 37	313438.21	320.046.25	327,016.69	334,16044
232,725 97	228.531 06	232.911 51	237.371 48	242.11933	246 96300
37348 37	38,67206	40,051.00	4148766	42,98461	44 544 56
39,09148	39,778.25	40 475 7]	41.187 11	41.91174	4165288
309,168.82	306,98137	313,438,21	320,04635	327.016.69	334,160.44
274849.96	262.408.96	257.62336	252.937.20	24830581	244,167 76
309.168.82	306,98137	313,43821	320,046.25	327,016.69	334,160.44
274849.96	262,408.96	257.62336	252,93730	24830581	244,167 76
DOG	000	000	000	000	000
453,197 16	400.558.39	413,953 15	442,72730	452,417 48	-16173800
453,197.16	40035839	423.953.15	44232730	452,417.48	462,738.00
402890.63	342328.03	348,45839	349377.61	343300.10	338,118.12
144^02834	93377.02	110314.94	122380.96	125.400.79	12837736
128,040.67	79819.07	9033532	96,640.42	9539430	93.95036
0.0 D	0.00
0.00	0.00
144,02834	93377.02	110314.94	122380.96	125.400.79	12837736
128,040,67	79819.07	9033532	96,640.42	9539430	93.95036

[Î8837r74^^Iii4336Î4ir2^I*Ș’5ȘȘ]’LZZZin*5inîZ

PROARCOR

CONSULTING

JLOperme I Anexa 14 II 3 fjitiHi de st întreținere -l*«
Am	2031	2032	2033	2034	2035	2036	2037	2038	2039	2040	2041
RataifeactaaliurerHl	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%
Cutdcirnt de actualizare	0,7026	0,6756	0.6496	0.6246	0.6006	0.5775	03353	0.5339	0.5134	0.4936	0.4746
Colturi inwilitiifmil 1ei)
Cheltuieli fura proiect (multor)	000	000	000	000	ooo	000	000	000	000	000	OOO
Cheltuieli Scenanul S2, din care	341.480 62	348 98046	356.674 00	364.554.14	372.610 54	380.92641	389 426.43	398.144 80	407 091 24	416.26502	425 67626
Matern prime	251.902.47	256,937 75	267.079 49	267.317 03	272,666 35	278 116 81	283 679.M	289.753 (M	295,144 15	30l,M7.03	307,067 01
Operate si mentenanla	46.17032	47.86483	49.631 20	51.472 64	53.39254	55.3*444	57,48103	59.659 20	61,92999	64.298 66	66,769 64
AhechehuKh	43.407 83	44.177 87	4496332	45,76447	46,58165	47.415 17	43,26536	49.132.56	50017.10	50,91933	51.83960
Cheltuieli incremental	341.480.62	348.98046	356,674.00	364^54.14	372.64034	380.926.41	389,426.43	398,144 80	407,09 U4	416465,02	425.676J6
Cheltuieli actualizate	239.91» 75	235.758 69	231^88.63	227,699.44	223.798J5	219.97531	216,234 67	212_r872,76	208,989.75	205,480 12	202.044.01
TOTAL CHELTUIELI Încremeni al	341.480.62	348.98046	356,6’4.00	364^54.14	372.640.54	380 926.41	389.426 43	398,144.80	407.091^4	416J65.02	425.676J6
Cheltuieli totale actualizate	239,919’5	235.758.69	231,688.63	227,699.44	223.798.25	219,97531	216,234 67	212,572.76	208,989.75	205,480.12	202,044.01
Venii un fora proiect (nu left	nm	000	0.00	000	000	000	ooo	000	OQO	000	000
Venituri Scenariul 2	473,2*402	484.0909!	495.134 18	506.42945	517.982.46	529.799 11	541.885 41	554,247.51	S46.S9I 71	579,82446	595.OS2 12
Venituri incremental	473.294.02	484.090,91	495,134.18	506,429.45	517,982,46	529799.11	54 M 85.41	55^447.51	566,891.71	579324.46	513.05231
Venituri actualitate	332530.10	327.034.48	321,629.72	316^1434	311.086^4	305545.79	300^889.73	295.917J8	291,027.04	286317.66	281,4 37 79
Rus de numerar net inerent	131,813.40	135310.46	138,460.18	141^7530	145341.92	148,872.70	152,458.98	156,102.71	159,100.47	163^59,44	167376.07
Hui de numerar net in crem, actualizat	92,610.35	91J75.78	89,941,09	88,614.90	8748839	85.970J7	84455,06	83 tl 44.51	82jO37J9	80,737.54	79,443.78
Ajulocul comunitar
Ajutorul comunitar actualizat
Hui de nurner cu ajutor neact	131,813.40	135,1)0.46	138.46018	141,875.30	145341.92	148372.70	152,458.98	156.102,71	159,100.47	163^59 44	167376.07
Flukde numer actualizat cu ajutor	92,610.35	9 M 75.78	89,941.09	88,614.90	87J88J9	85_r97OJ7	84,655.06	43,344 51	82,037.29	80,731.54	79,443 78
foii caturi
VANHK
RIRF/K
VANF/C
Huzuri	184.832.53	II9349S5	I94JS5JS	19939J8I 1204329.84 ] 209,487 J 6				3tS.l7S.43	1ÎSJM.4S	UMKS1	ÎJT’M.H
VANBC

II Operare | Anexa '4 II a

Cosiun de operare si intreimere + l¹»

An	202 i	2022	2013	2024
Rata de actualizare (% >	4%	4%	4%	4%
Coeficient tic actualizare		1.0000	0.9615	0,9240
Costuri inwrtitll [mâi leii	0,00	16,001.89	149,618.14	244417.76
Clieltuieb fara proiect (mu leii		0 00	000	000
Cheltuieli Scena nul S7 dtn care	000	000	000	ooo
Mal eni prune	000	0.00	000	ooo
Operare st menienanta	000	000	000	ooo
Ahe cheltuieli	000	000	ooo	0.00
Cheltuieli incremental		0.00	0.00	0.00
Cheltuieli actusdizile		0.00	0.00	0.00
TOTAL CHELTUIELI incremental	0.00	16.001.89	249,618.14	244,417.76
Cheltuieli totale actualizate	0,00	16,001.89	140,017.44	125,977.96
Venituri tara proiect (nulei)		ooo	000	000
Venrtun Scenariul 2		0.00	000	bob
Venituri incremental		0.00	0.00	0,00
Venituri actualizate		0.00	0.00	0.00
Flux de numerar net inerent	0.00	-26,001.89	-249.618.14	-244417.76
Flux de numerar net increm. actualizat	0.00	-26,001419	-240.017.44	-225,977.96
Ajutorul comunitar		21.101.61	212,175.42	207,755.10
A tu torul comunitar actualizat		22,101.61	204,01443	192,08147
Flux de numer cu ajutor ne act,	0.00	-3,900.28	-37,442.71	-36,662.66
Flux de numer actualizat cu ajutor	0.00	-3,90048	-36.002.61	-33,896.69
Imitatori
VAN17K	1336,539.15
R1RRK	9843%
VANEC	949.891.87
Fluxuri	o.oo	-26.00	-249.61 '-244.42
VAN JVC	1,757441.80

PROARCOR

CONSULTING

2025	2026	2027	2028	2029 ] 2030
4%	4%	4%	4%	4%	4%
0.8890	03548	0.8219	0.7903	0,7599	0.7307
0.00	0.00
000	000	ooo	000	000	000
309.923 33	307.76263	314347.32	320,884 38	327,885.06	:!35.060 33
232,725 97	22833106	232911.51	237,371.48	242,119 33	246,963.00
38.10289	39.453.31	40.86011	42,325.79	43.852.99	45 444 45
39.09448	39.778.25	40,475.71	41,18711	41.912.74	42,65283
309.92333	307/762,63	31434732	320,88438	327385.06	335.06033
275320.71	263,076.78	25838839	25339939	249.165,70	24432530
309.92333	307.762.63	31434732	32038438	327385.06	335.06033
275320.71	263,076.78	25838839	25339939	249.165.70	24432530
000	o.oo	0.00	000	000	000
453,19? 16	400358 39	423.953.15	442327.20	452.41748	462,738 00
453,197.16	40035839	423.953.15	44232720	452.417.48	462,738.0
402390.63	342328.03	348,45839	349377.61	343300.10	338,118.12
143373.83	92395 76	109,70533	121,44232	12433232	127.677.67
127369.91	79.15135	90,170.19	95,978.03	94,634,40	9339232
0.00	0.00
0.00	0.00
14337333	92395.76	109.70533	121,442.82	124332.42	127,677.67
127369.91	79.15135	90,170.19	95,978.03	94.634.40	9339232

187,715.47 1142583.84 158354.00 j 17033231 | 174, MU.47 1179.432.64 !

* Crcwef Anexa 14 11.4
(oslun de operare st un reținere+ 1%
An	2031	2032	2033	2034	2035	2036	2037	2038	2039	2040	2041
Rata de actualizare 1 % ț	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%
Cocli țicni de actualizare	0,7026	0.6756	0 6496	0.6246	0.6006	03775	0JS53	03339	0.5134	0.4936	0.4746
Graiuri inmiiiii Irnii lei)
CLekuwbfaraiiroiwUrnileO	000	000	000	000	000	000	000	000	000	000	000
CliehuKÎt Scenariul S2. din care	34X413 35	349,94742	357,67665	3655<MOG	373,719 18	382.04 5 49	390 537 63	39935004	408342 3S	417,563 98	427.025 14
_____Matern pnme _	251,902.47	256,937 75	262.07949	26731703	272.66635	278 116 8)	283 679 04	289,353 W	295,144 15	301,04703	307,067 01
Operare st menlenanla	47.103 05	48.831 80	50.633.85	5X51X49	54 471 18	56.513 52	$8.643 28	60.864 44	63 \|8l 10	65.59762	68.118 52
Ahe cheltuieli	43,407 tn	44,177.87	44.963 32	45,764 47	46.581 65	47,415 17	<4*5 36	49.13256	50.017 10	50,919 33	51,839.60
Cheltuieli incremental	342,41335	349,947.42	357,676.65	365494.00	373,719.18	382.045.49	390,587.68	399350.04	40834235	417*563.98	427,025.14
CMtulell Ktudlute	240,575.08	236411.94	232339,93	228348.93	224.446.06	220,621,75	216479.48	21341645	209,632,04	206,12132	202,68425
TOTAL CHELTUIELI incremental	342,413 35	349,947.42	357,676.65	365494.00	373.719 13	382,045.49	390.5*7.68	399X50.04	40834235	41736398	427*025.14
Cheltuieli totale actualizate	240,575.08	236,411 94	232339.93	22BJ48.93	224,446.06	220 A21.75	216479.48	213X16X5	209,632.04	206,12132	201,684X5
Venituri faza proiect (mu ki)	000	000	000	000	aco	000	ooo	OHO	0.00	ooo	000
Vemtun Scenariul 2	473.294 02	484 09091	495.134 18	VOh.429 41	517,99X46	529,799 11	541 83? 41	554X47 M	566,891 71	579 824 46	59" .052 '-2
Venituri incremental	473494 02	484,090.91	495,134.18	506,429,45	îl 7.91.6	529,799.11	541,885.41	554X47.51	566,891/7!	579324.46	593,05232
Veni lari actualizate	33233040	327,034 48	321^29.72	316^1434	311.086.84	305545.79	300,889.73	295,917X8	291,027.04	286317,66	281,487 79
Flux de numerar net inerent-	130,880.67 _	134,143.49	137,45733	10.5155	144463X8	147 753.62	151.297 72	154,897 47	15834936	162360-47	166,027.19
FI ux de numerar net increm. actualizat	91,955 02	90.622.53	89,289.79	87,965.41	86,640.79	B5.UO3	84,010X6	82,701.03	81395.00	80,09633	78,803.55
Ajutorul comunitar
Ajutorul comunitar actualizat
Flux de minier cu ajutor neact.	130480.67	134,143.49	137,45733	140435.45	14446348	147,753.62	151^97 71	154X97 47	15854936	1624*0.4’	166,027 19
Flux «le numer actualizat cu ajutor	91,955,02	90,62233	89489.79	87,965,41	B6j64D,79	85424.03	84.OIOJ6	82.701.03	81395.00	80*09633	78.80335
Iad catari
VANRK
RIRRK
VANRC
Fluxuri	184,020.40	188 JQ7.46	193,^9204 jmjIT K [103J9D.0* ll0,312.66 lîlVM 11 \|lH,llJl [11315.*? I130269J1 '136,04121
VANBC

«I 90 PROARCOR

CONSULTING

Anexa 14 II 5
Coi tunide operare îi întreținere
An	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030
Rata de actualizare (%)	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%
Coeficient de actualizare		1.0000	0.9615	0.9246	03890	0^548	0.8219	0.7903	0.7599	0.7307
Costuri investiții (mii lei)	0.00	26.001.89	249,618.14	244,417.76	0.00	0,00
Cheltuieli Căra proiect (mu tei)		0.00	000	000	0.00	ooo	000	000	000	000
Cheltuieli Sccnanul S2, din care	0.00	0.00	o.oo	0.00	311.43236	309.325.13	315,865.54	322,560.65	329.621.82	336,860.11
Matern pnme	D00	000	0.00	ooo	232.725.97	228,531.06	232,911 51	237.371.48	242119.33	246 963 00
l tyerare si mentenanta	000	0.00	0.00	0.00	39.61191	41,015 82	42478.33	44,00206	4538974	4734423
Ahe cheltuieli	0.00	000	000	000	39,094.48	39.778.25	40,47571	41 18711	41.91274	4265288
Cheltuieli incremental		0.00	0.00	0.00	311,43236	309325.13	31536534	322360.65	329.62132	336360.11
Cheltuieli actualizate		o.oo	0.00	0.00	27636233	264,412.42	259.618.45	254,92437	250.485/19	246,14038
TOTAL CHELTUIELI incremental	0.00	26,00139	249,618.14	244317.76	311,43236	309325.13	L 31536534	322360.65	329,62132	336360.11
Cheltuieli totale actualizate	0.00	26.00139	240,017.44	225,977.96	27636233	264/112.42	259.618/15	254,92437	250,48539	246,14038
Venituri fara proiect (nu le»j		0.00	000	0.00	ooo	000	ooo	OOV	000	ooo
Venituri Sccnanul 2		000	000	000	453.197 16	400.358.39	423.953 15	442327 20	453,41748	462,738.00
Venituri incremental		0.00	0.00	0.00	453,197.16	40035839	423,953 15	44232730	452/117.48	462,738.00
Venituri actualizate		0.00	0.00	0.00	402390.63	342328.03	348,45839	349377.61	343300.10	338,118.12
Flux de numerar net inerent	0.0(1	-26,001.89	-249,618.14	-244,417.76	141,76430	91,03336	108,087.61	119.76635	122,795.66	1253773 9
Hui de numerar net inerent actualizat	0.00	-26,00139	-240,017.44	-225,977.96	126,02839	77315.61	88340.13	9435335	93314.61	91,977.74
Ajutorul comunitar		22,101.61	21337532	207,755.10	0,00	OM
Ajutorul comunitar actualizat		22.101.61	204,01433	192,081.27	0.00	0.00
Hui de numer cu Ajutor neact	000	-3.90038	-37.442.72	-36,662.66	141.76430	91,03336	108,087.61	119,76635	122,795.66	125377.89
Hui de numer actualizat cu ajuinr	0.00	-3,900.28	-36,002.62	-33396.69	126,02839	77315.61	88340.13	94.65325	93314.61	91377.74
Indicatori
VANRK	1316,016.12
RIRF/K	9732%

VANF/C	929368.83
Ruxuri	0 00 j-26.00		•249.62 1-244.42		186,402.92 II41J2434 1157.445.97 1169,07333				173,426.79 117736533
VANE/C	1,742,03037

11 Cărare r Anexa 14.11.5
Costuri de operare si întreținere -*5%
An	2031	2031	2033	2034	2035	2036	2037	2038	2039	2040	2041
Rata de actualizare ț%J	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%
Coeficient de actualizare	0.7026	0.6756	0.6496	0,6246	0.6006	03775	03553	0.5339	□3134	0.4936	04746
Costuri investiții imit leii
Cheltuieli faza proiect Inii lei'l	000	000	000	UDO	000	0.00	000	ouo	000	000	OOQ
Cheltuieli Sceninul 82. din care	34427882	351.881 36	359.681 96	WÎ67370	375.876 46	384.283 65	392.910 19	401,760.51	410,844 57	420.161 01	429 72290
Maiein prune	251,902.47	256.937 75	262,07949	26731703	272 666.35	278.116.81	283 67904	289 3 53 04	295 144 15	301.047 03	30706701
Operare ti meni enunța	48968 52	50.765 73	52,63915	54.592.19	56.62345	58.751 68	60965 79	6327491	65.683.33	68.195 55	70.816.28
AhechehuKli	43,407 83	44 177 87	44 963 32	45.764 47	46,581 65	47,415 17	48/261 36	49 132 56	50.017 10	50.919 33	51,839.60
Cheltuieli incremental	344,2702	3508136	359,681.96	367.673.70	375.876.46	384383.65	392,910.19	401,76031	41044457	420,161 91	429,722.90
Cheltuieli actualizate___	241 >15.73	237.718 44	233,642.54	229A47.91	225,741.66	221,91433	218.169.08	11430321	210416.61	207,403,73	2O3>64.72
TOTAL CHELTUIELI incremental	344,278.82	35I3U36	359^1196	367>7J.7O	375476.46	384383.65	392.910 19	401,760.51	410>44.57	410.161.91	429,722.90
Cheltuieli totale actualizate	241 >85.73	237.718.44	233>4234	J29.S47.91	225,741.66	2JI51W	21^,169.08	214 >WJ2	210416.61	207,403.73	203,964.72
Yen Hun faraproiect (mu ki)	000	000	■300	0DO	000	000	000	000	0.00	000	000
Venit un Scenariul 2	473^02	484,09091	495. IM 18	5*36.42945	517,98246	529,79911	541.88541	554347 51	566,891 71	579.824 46	593,05232
Venituri incremental	473J94.02	484.090,91	495,134.18	506,429.45	517,982.46	529,799.11	siuas.ii	S54J47JI	546,191.71	579.824.46	593.05232
Venituri actualizate	332.530.10	327,034.48	321,629.72	31i^l4J4	311.08634	305.94579	3M>89 73	295,917.28	291,027.04	286> 17.66	28L487.79
Hui de numerar net incrrm.	129.01530	I32J0936	135,45133	138,75575	142,106.01	145315.46	148.97542	152.487.00	156,047 14	159,14135	163,329.42
Flux de numerar net Increm. actualizat	90,644.37	89316,04	87,987.18	86,666.43	85345 19	84,031.55	82.720.65	81,41406	80,110.43	7M13.92	77323.07
Ajutorai comunitar
Ajutorul cocnuaitar actualizat
Auz de numer cu Ajutor neact.	129.01530	132.2 0936	U5.452.23	138.755.75	142,106.01	145315.46	14837532	152.487 00	156,047 14	159,662.55	16332942
Rus de nUmer actualizat cu ajutor	90,64437	893 16,04	87>87.I8	86,666.43	85345 \|9	84.03135	82.720.65	81,414 06	80.110.43	78413.92	77,523.0"
Imitatori
VANAK
RIRHK
VANWC
Auturi	182J96.1J J18W3.29		191,745.42	\|96>7633	201 >10.43	Z065SIJ5 ;jll.730J» :il9J)J35t IjZS.mjS 1133.709-11
VANBC

Ope \|
Gosiun dc operare si mirermerc + 10%
An	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030
Rata ile Ktualie.re (%)	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%
Coeficient de actualizare		1.0000	0.9615	0.9246	0.8890	03548	03219	0.7903	0.7599	0.730
Costuri investitii (mii lei)	0,M	26,00139	249.618.14	244.417.76	0.00	0.00
Cheltuieli fara proiect (mu tei)		0.00	000	000	0.00	0 00	0.00	000	000	000
Cheltuieli Sccnanul S2. dm care	000	0.00	000	000	31331864	311378.27	317.888.32	324.655,99	331.79276	339,109.84
Matern pnmc	0.00	0.00	0.00	000	232,725 97	228,531.06	232,911 51	237,371.48	242,11933	246,96300
Operare si mcnlenanla	0.00	0.00	0.00	000	41,498.19	42,968.95	44.501 li	46.09740	47,760 68	49,493 96
Alte cheltuieli	0.00	0.00	000	000	39,094 48	39.77825	40,47571	41.187 11	4191274	42,65288
Cheltuieli incremental		0.00	O.DQ	0.00	313318.64	31137837	31738832	324,655.99	331.792,76	339.109.84
Cheltuieli actualizate		o.oo	oon	0.00	278339 13	266.081 .97	261481.03	256480,34	252.135.23	247.78434
TOTAL CHELTUIELI incremental	0.00	26.001.89	249.618.14	244.417.76	313318.64	311278.27	31738832	324,655.99	331.792.76	339,10934
Cheltuieli totale actualizate	0.00	26.001.89	240,017.44	225.977.96	278339.13	266,081.97	261281.03	25638034	252,13533	247,784.24
Venituri fara proiect (nu lei)		000	ooo	000	000	000	000	OEM	0.00	000
Venrtun Sccnanul 2		000	000	000	453.197 16	40035839	423,95115	442327.20	45241748	462,738.00
Venituri incremental		0.00	000	0.00	453.197.16	40035829	423.953.15	44232730	452.417.48	462,738.00
Venituri actualizate		0.00	0,00	0.00	402390.63	342228.03	348,458.59	349377.61	343300.10	338,118.12
Flux de numerar net inerent	0.00	-26.001.89	-249,618.14	-244,417.76	13937832	89,080.12	106,06433	117.671.22	120,624.72	123,628,16
Flux de numerar net inerem. actualizat	0.00	-26,001.89	-240.017,44	-225.977.96	12435130	76,146.06	87.17736	92,99737	91,66438	90333.89
Ajutorul comunitar		22,101.61	212,175.42	207,755.10	0.00	0,00
Ajutorul comunitar actualizat		22.101.61	204.01433	192,08137	0.00	0,00
Flux de numer cu ajutor neact	0,00	-3,90038	-37.442.72	-36,662,66	13937832	89,080 J 2	106,064,83	117.67132	120.624.72	123,628.16
Flux de numer actualizat cu ajutor	0.00	-3,90038	-36.002.62	-33896.69	12435130	76,146.06	87.17736	92.99737	91.66438	9033339
faticatori
VANRK	139036233
RIRF7K	96 18%
V \NF/C	903.715.04
Fluxuri	0.00	-26.00	-249.62	-244.42	184,76234	139325.41	155,685.95	167350.05 1171337.19		175,90732
VANE/C	1,722366.0 +

Anexa 14 H G
Cos iun de operate st mtrcl intre +1GH
An	2031	2032	2033	2034	2035	2036	2037	2038	2039	2040	2041
Rata de actualizare 1% 1 Coeficient de actualizare	4% 0.7026	4% 0.6756	4% 0.6496	4% 0.6246	___4%__ 0.6006	4% 0.5775	4% 0.5553	4% 04339	Oii 34	4% 0,4936	4% 0.4746
Costuri inmtllH (mii lei)
rheh jiek fora p?reect (nai teii	0 00	000	000	000	000	000	000	000	000	000	000
ChehuielL Scenariul S2, din care	34661065	35439877	362.188 58	370,273 33	378.S7JO5	MW.JS	395 813 32	404 773 60	413.97235	423,409.3]	433,095 10
Matern prore	251.902 47	256.937 75	262,07949	267,317 03	2 H.66635	m.i ia si	283 679.04	289J53XM	295.144.15	301.01703	307,06701
Operare si menienania	5IJ00 35	53.183.15	55.145 77	57,19] 82	59325 04	61.54937	63,86893	66388 00	68.811 10	71 442%	74.188.49
Ahe cheltuieli	43,407 83	44 177 87	44.963.32	45,761.47	46.581 65	47.415 17	4AJZM36	49.13256	50 017 10	50,919.33	51.83960
Cheltuieli incremental	346,610.65	354398 77	362,188.58	37037333	378473,05	387.08135	39541332	404.773.60	413.97235	423,40931	433.095.10
Chiltukli «luilicate	243^24.05	239351.56	235470,80	231371.63	227361 16	I23.5JS.S4	219.781.09	216,111 93	11131133	209,006.74	205,56531
TOTAL CHE1.TUTE14 Incremental	346,610.65	354498.77	362,188.58	37037333	378373,05	387.08135	39541332	404,773 60	413.972 3 5	423.40931	433,095 10
Cheltuirii totale aduallaate	24332405	239,35136	235370.80	231371.63	227361.16	223329.84	219,781.09	216,111.93	11131233	209,006.74	105^6531
\ cn riun fara proiect (mu Iert	000	000	000	000	000	000	000	000	000	000	ooo
Venrlun Scenariul 2	473,294 02	484 09091	495.134 18	*16,429.45	517,98246	529.799 11	541,885 41	554247 51	566,891 71	579 824 46	59X052 32
Venituri incremental	47330402	484.090.91	495,134.18	506,429,45	517,982.46	529,79941	541485.41	55434751	566,891 71	579324.46	593.05232
Venituri actualizate	332330 W	327,034.48	321.629 72	31631434	311^86^4	305545.79	3004*9 73	295,91738	191,017.04	2S6J 17,66	2BM87.79
FI uz de numerar net inerent.	126,68337	129,792,14	132,945.60	136,156.12	139,409 41	142,717-76	146,07248	149.473.91	152,91936	156,41514	15955732
Fluz de numerar net increm. actualizai	89-00605	87,682.92	86^58.93	85,042.71	83,725,68	SZ.4IS.3S	81,108.64	79JI0534	7S.5O4.71	77J10.91	75*922.48
Ajutorul comunitar
Ajutorul comunitar actualizat
Hui deuumereu ajutor neact	126,68337	129,792 14	132,945.60	136-156.12	139,409.41	142,717.76	146 ,Q72.Q8	149,473.91	152,91936	156,415 14	159*95732
FI uz de numer actualizat cu ajutor	89,006,05	87.682.92	86458,93	85.042.71	83 .725.68	82,415.95	81,108.64	7930534	78304.71	77 J 10.91	75*922.48
hiicaturi
VAN 17 k	---
RtRFK
VANFiC
Huzuri	180365 79 1184,918.08		189,562.15	19431158	■„.IM SI I2M4M.M		20930059		219,717.13 1115.171.73 230.76S41
VANBC

: V6nilun\| Anexa 14 III.1 Venit uri dm eiierpie op era re * l 0% An	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030
Rata de actualizare (%)	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%
Coeficient de actualizare		L0000	0.9615	0.9246	0.8890	0.8548	0.8219	0.7903	0.7599	0.7307
Costuri investitii (mii lei)	0.00	26.001.89	249.618.14	244,417,76	0.00	0.00
Cheltuieli tara proiect tmu lei)		0.00	000	0.00	0.00	000	0.00	0.00	0.00	0.00
Cheltuieli Scenariul S2		000	000	0.00	309,546 08	307.37200	313,842.77	320,465.31	327,450 88	334,610.39
Cheltuieli incremental		u.oo	0.00	0.00	309346.08	307372.00	313342.77	320,46531	327,45038	334,61039
Cheltuieli actualizate		0.00	0.00	0.00	275,18533	262,74237	25735538	25346839	248,835.75	244,49633
TOTAL CHELTUIELI incremental	0.00	26,001.89	249,618.14	244,417.76	309346.08	307372.00	313342.77	320,46531	32735038	334,61049
Cheltuieli totale actualizate	0.00	26,001.89	240,017.44	225,977.96	275,18543	262,742.87	257.955.88	25346839	248,835.75	244,49633
Venituri fără proiect (nu lei)		000	000	000	000	0.00	000	0.00	ooo	000
Venituri Scenariul 2		000	000	000	407,87744	36032155	381,557 84	398.09448	407.175 73	416,464.20
Venituri incremental		0.00	0.00	0.00	407377.44	36032235	381357.84	398,094.48	407,175.73	41646420
Venituri actualizate		0.00	0.00	0,00	362,60136	308,00523	313,612.73	314,61935	309,420.09	30440631
Flux de numerar net întrem.	0.00	-26,001.89	-249,618.14	-244,417.76	9833137	52.95035	67,715.07	77,629.17	79,724.86	8135331
Flux de numerar net inerent actualizai	0.00	-26,001,89	-240,017.44	-225.977.96	87^1623	4536235	55,656.85	61351.46	6038434	59309.78
A iu torul comunitar		22,101.61	212,175.42	207.755.10	0.00	0.00
Ajutorul comunitar actualizat Flux de numer cu ajutor neact	0.00	22,101.61 -3.90028	204,014,83 -37,442.72	192,08147 -36.662.66	0.00 9833137	0,00 52,95035	67,715.07	77,629.17	79,72436	81353.81
Flux de numer actualizat cu ajutor	0.00	-3,900.28	-36,002.62	-33,896.69	8741623	4546235	55,656.85	61351.46	6038434	59,809.78
tadeatori
VAN 17 ic	833,612.05
RIRF/K	70.88%
VANF7C	446.964.76
Fluxuri	0.00	-26.00	-249.62 \|78.85 1146441.16			105,774.75	119.97438 1130,03035		133^1831 1137,073.62
VANBC	1445483.04

<4 S© PROARCOR

CONSULTING

III.VemiLiI
Vcrtwun tncrpc lifpmK
An	2031	2032	2033	2034	2035	2036	2037	2038	2039	2040	2041
Etala de actualizare (%)	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%
Coeficient de actualizare	0,7016	0.6756	0.6496	0.6246	0.6006	03775	0-5553	03339	0,5134	04936	0.4746
Caturi inie*Util (mii lei)
Chehuicli fara pro teci (mi lei)	000	0O0	000	000	000	000	000	000	000	QOQ	000
Cheltuieli Scenanut S2	341.94698	349.463 94	357,17533	365.074 07	373,17986	381,485 95	390,007 06	398,747 42	407,716 80	416,914 50	426,350 70
GidluieH incremental	341 346-98	349,463.94	357,17533	365,074.07	373,17936	381,485.95	390,007,06	398.747.42	407.716.80	416,91450	42635D.70
Cheltuieli actualizate	240447.41	236,08542	232,01448	228,024.19	224,122.16	220J98.63	216457,07	212494.51	20931039	205300.72	202364.13
TOTAL CHELTUIELI incrementai	341,946.98	349,463.94	35747533	365.074.07	373,179.86	381.485.95	390,007.06	398,747.42	407.71630	416.91430	426350.70
Cheltuieli totale actualizate	240447.41	236,08532	232,01428	228,024 19	224.122.16	220498 63	216457.07 ¹	212494.51	20931049	205300-72	202364.13
Venitun faraproiect (nai lei}	000	000	0.00	000	000	000	000	0O0	00O	000	0OO
Venit un Sccnarrul 2	425,964 62	435,681 82	445.620 76	455,786 50	466.184 22	476,819 20	487,696 87	498,822 ?6	51030254	521,84201	533.747 09
Venituri Incremental	425,964,62	435,681.82	445,620.76	455,78650	466,184-22	47641930	487496.87	498422.76	510302 34	521342,01	533,747.09
Venituri actualizate	299477.09	294331.03	289,466.75	284,682.91	279,978.16	27535131	270400-76	266325 55	261,92433	257395.89	253339.01
Flux de numerar net increm.	84.017.63	86417.88	88,445.43	90,712,43	93,00435	9533344	97489.81	100,07534	102,485.75	104,92731	107396 40
Flux de numerar net increm. aclualitat	59,029 68	58445.71	57,452.47	56,658.72	55456.00	55.05237	54343.68	53431 04	52,613 44	51,795.17
Ajutorul comunitar
Ajutorul comunitar actual hat
Flux de numer cu ajutor neacL	«4.017.63	86417.88	88,44543	90,712.43	93,00435	9533334	97,689,81	100,07534	102,485 75	104,92731	I01J9C0
Flux de numer actualizai cu ajutor	59,029,68	58445.71	57,452.47	56,658.72	55456.00	55,05237	54343.68	53,431,04	52413 44	51,795 17	50.974.89
Indicatori
VANEfK
R1RF7K
VANF7C
Fluxuri	H0.T0I37	144,406.82	148,187.70	152,057-34	156,010.08	160,059.77	16430530 1168,45331 \|l72J0731 1177378.77				18137236
VANE7C

4 S© PROARCOR

CONSULTING

VcnHun) Anexa 14.111 2 Venii un din energie > operare -S%
An	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030
Rata de actualizare (%)	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%
Coeficient de actualizare		1.0000	0.9615	0.9246	0.8890	0.8548	0.8219	0.7903	0.7599	0.7307
Caturi investiții (mii lei)	0.00	26.001.89	249,618.14	244,417.76	0.00	0.00
Cheltuieli fara proiect (mu lei)		0.00	000	0.00	0.00	000	ooo	000	000	000
Cheltuieli Scenariul S2		000	000	000	309.54608	307372.00	313.84277	320,465 31	327,450 88	334,610 39
Cheltuieli incremental		0,00	0,00	0,00	309346,08	307372.00	313342.77	320,46531	327,45038	334,61039
Cheltuieli actualizate		o.oo	0.00	o.oo	275.18533	262,742.87	25735538	25346839	248,835.75	244,496,53
TOTAL CHELTUIELI intre menții	0.00	26,001.89	249,618.14	244,417.76	309346,08	307372.00	313,842.77	320,46531	327,45038	334,61039
Cheltuieli loiale actualizate	0.00	26,001.89	240.017.44	225.977.96	275,18533	262,74237	257.955.88	25346839	248335,75	244.49633
Vcnrtun fara proiect (mi ki)		000	000	000	000	OOO	000	000	000	000
Venituri Scenanul 2		ooo	o.oo	000	430,537 30	38034047	402.75549	420,210 84	429.796.60	439.601 10
Venituri incremental		0.00	0.00	0.00	43033730	38034047	402,755.49	42041034	429,796,60	439401.10
X enituri actualizate		0,00	0 00	0.00	382.746,09	325,116.63	331335.66	332,098.73	326,610.10	32141242
Flux de numerar net inerent.	0.00	-26.001.89	-249,618.14	-244,417.76	12039143	72368.47	88,912.73	99,74533	102J45.73	104,990.71
Flux de numerar net incrcm. actualizat	0.00	-26,00139	■240,017.44	-225,977.96	107360.76	62373.75	73,079.78	7833034	77,77434	76,715.69
Ajutorul comunitar		22.101.61	212,175.42	207.755.10	0.00	0.00
Ajutorul comunitar actualizat		22.101.61	204,014.83	192,08147	0.00	0.00
Flux de numer cu ajutor ncacL	0.00	-3,90038	-37,442.72	-36,662.66	120,99133	72,968.47	88312.73	99,74533	102345.73	104,990 71
Flux de numer actualizat cu ajutor	0.00	-3,900 2 8	-36,002.62	•33.896.69	107360,76	62373.75	73,079.78	7833034	77,77434	76,715.69
kuicalori
VANRk	1,087,640.98
RIRRk'	8532%
VANF/C	700393.6»
Fluxuri	0.00	-26.00	-249.62	78.85	167,14238	12434941	139390.19	150,463.68	154,41735	158.448.98
VANBf	1353,721.83

■ Vw iun\| Anexa 141112
Venrtun den enereie+operare -5* •
An	2031	2032	2033	2034	2035	2036	2037	2038	2039	2040	2041
Rata de acturiixare (% )	4%	4%	4%	4%	4%	496	4%	4%	4%	4%	4%
Coeficient de actualii are	0.7926	0.6756	0.6496	0.6246	0.6006	0,5775	0.5553	0.5339	0.5134	0.4936	0.4746
Costuri lnv«1ilii (aii lei)
Cheltuieli fara proiect (nu lei)	000	000	000	000	000	000	OOO	000	000	000	000
Cheltuieli Scenariul S2	341,94698	349,463 94	357,17533	365,074 07	373.179 86	381,485 95	390,007 06	398.747 42	407,7(6 80	416.91450	426.35070
Cheltuieli Incremental	341,946,98	349,463.94	357.17533	365,074.07	373.179.86	381.485.95	390,007.06	398,747.42	407,716.80	416,914^0	426350.70
Cheltuieli ac luai ha te	240247.41	236,08532	232,01438	228,024.19	224.122.16	22 02 98.6 3	216,557.07	212,894.51	20931039	205460.72	2023*4.13
TOTAL CHELTUI ELI incremental	341,946.98	349.463.94	357.17533	365,074.07	373,179.86	381.485.95	390,007.06	398.747.42	407,71640	41641450	426350.70
Cheltuieli totale actualizate	240247,41	236,08532	232,01428	228,024.19	224.122.16	220298.63	216357.07	212,894.51	20931039	205^00.72	202364.13
Venrtun fara proiect (mi lei)	000	000	ooo	000	000	000	000	OOO	0 00	0.00	0.00
Venrtun Scenariul 2	449.62932	459,886 37	470377 47	481,(0798	492,083 34	503,309 15	514.791 14	526.535 13	538,547 13	550,83323	563,399 7!
Venii uri Incremental	449,62932	459,88637	470377.47	481,107.98	492,08334	503309.15	514,791.14	526335.13	538,54743	550,83323	563399.71
Venituri actualizate	315.903^9	310,682.75	30534834	300.498.62	295.532.50	290.648^0	28534524	2B1J2141	276,475.69	271,906.77	267413.40
Fiu* de numerar net Inerent.	107.68233	110,422.43	113302.14	116,033.91	113.903,48	121.82320	124,784.08	127,787.72	13043033	133,918.73	137,049.01
Hui de numerar net incretn. actualizat	75,656,18	74397.43	73^33.95	72,474.43	71,41035	70349^6	69288.17	68426.91	67,164.79	66,106.05	65,04928
Ajutorul comunitar
Ajutorul comunitar actualizat
Flux de numer cu ajutor neact.	107.68233	110,422.43	113,202.14	116,033.91	118.903-48	12132320	124,784.08	127,78772	130^3033	133^18.73	137,049.0!
Flux de numer actualizat cu ajutor	75,656 18	74,597.43	73.533.95	72,474.43	7141035	70349.86	69^88 17	68426.91	67,164 79	66,106.05	65,04928
Imitatori
VLNRK
R1RF7K
VANF/C
Fluxuri	162363.92	166,767.66	171,05820	175.449 11	179,935.01 fi84330 02		189233 19	194,051,69	19«,9S»I4 1204,05^4? I2U9J6U4
VANHC

\cnilundm encrpicwțicrarc-1%
An	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030
Rata de actualizare (%)	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%
Coeficient de actualizare		1.0000	0.9615	0.9246	0.8890	0.8548	03219	0.7903	0.7599	0.7307
Costuri investiții (mii lei)	0.00	26,001.89	249,618.14	244.417,76	0.00	0.00
Cheltuieli fam proiect (mu lei)		0.00	000	000	000	0.00	0.00	000	000	000
Cheltuieli Scenariul S2		000	000	000	309.546 08	307372.00	313.842.77	320.465 31	327,450 88	334,610.39
Cheltuieli incremental		0.00	0.00	0,00	309346.08	307372.00	313342.77	320.46531	327J5038	334,61039
Cheltuieli actualizate		0.00	0.00	0.00	275,18533	262,742.87	257,955.88	25326839	248335.75	244,49633
TOTAL CHELTUIELI incremental	0.00	26,001.89	249,618.14	244417.76	309346.08	307372.00	313342.77	320,46531	32735038	334,61039
Cheltuieli totale actualizate	0.00	26,00139	240,017,44	225.977.96	275,18533	262.742.87	257,955.88	25336839	248335.75	244,49633
Venituri fam proiect (mit lei)		000	0.00	000	0.00	0.00	000	000	000	000
Venituri Scenariul 2		000	000	000	448,665 19	39635-4 81	419,713.62	437,90393	447,893.30	458.11062
Venituri incremental		0.00	0.00	â.oo	448,665.19	39635431	419,713.62	437.903.93	44739330	458,110.62
Venituri actualizate		0.00	0.00	0.00	398,861.72	338305.75	344,974.00	346.081.84	340362.10	334,736.94
Flux de numerar net increm.	0.00	-26,00139	-249,618.14	-244,417.76	139,119.11	88,982.81	105370.85	117.438.62	120,442.43	12330033
Flux de numerar net increm. actualizat	0.00	-26.001.89	-240,017.44	-225,977.96	123,67638	76,06238	87,018.12	92,813.45	9132635	9024041
Ajutorul comunitar		22.101.6t	212.175.42	207,755.10	0.00	0.00
Ajutorul comunitar actualizat		22,101.61	204.014.83	192,08127	0.00	0.00
Hui de numer cu ajutor neacL	0.00	-3,90028	-37,442.72	-36.662.66	139,119.11	8838231	10537035	117.438.62	120442.43	12330023
Flux de numer actualizat cu ajutor	0.00	■3.900.28	-36.002.62	-J3J96.69	123,67638	76,06238	87,018,12	92313.45	9132635	90240.41
Indicatori .______
VANF/K	1290,864.12
HIRHk	95.92%
VANF/C	904.216.84
Fluxuri	0.00	-26.00	-249.62 \|78.85 (183,86336			139.208.78	15528234 1166,81034		171,13638 117534937
VANEfC	1,720392.86

HI. Venituri \| Anexa 14.HL3
Venituri din energic • operare -1" •
Au	2031	2032	2033	2034	2035	2036	2037	2038	1039	2040	2041
Rata de actualizare 1% )	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4*4	4%
Coeficient de actuali rare	0.7026	0.6756	03496	0.6246	0.6006	05775	03553	03339	0.5134	0.4936	0.4746
Cmiuri Inwilitii (mii lei)
Cheltuieli fara proiect (nai lei)	0.00	000	000	000	000	000	000	ODD	000	□ 00	000
Cheltuieli Scenanul S2	341,946 98	349.463	357,175 33	365.074 01	373,179 86	381,485 95	390,00706	398,747 42	407.716 BO	416,914 50	4X.35O70
Chel!■!eli incremental	341.946,98	349,463.94	357,17533	365,074.07	373,179.86	38MR5.95	390.007.96	398,747.42	407,716.80	416,91430	426.350.70
Cheltuieli actualizate	240347.41	236,08532	232,014-28	228,02439	224,122.16	220^98,63	216357.07	212,894.51	209310.89	205,800.72	202J64.13
TOTAL CHELTUIELI incrementa)	341.946.98	349,46334	357,17533	365,074.07	373,179.86	381,485.95	390,007,06	398,747.42	407,716JO	416.914.50	426350.70
Cheltuieli totale aci uni iz ale	240J47.41	236,08532	232,01438	228,024.19	224,122.16	220398,63	216,557.07	212^94^1	209J10J9	2 05J 00.72	202364.13
Venituri fara proiect (mit lei)	000	000	000	00U	000	000	000	000	000	000	000
Venrtun Sccnanul 2	46S.56I U8	-179.25000	•190.182 84	5013651$	512,80264	524,501 12	536,46455	548,705 03	561,222 M	574,026 21	«7,121 80
\ colturi Incremental \ roituri actualizate	468361,08 329304.80	479J50.O0 323,764 13	490,182.84 318.41343	ÎOlJtSIS 313,15)30	512302.64 307,975.98	524501.11 30238633	536,466.55 2973*033	548,705.03 292,958.10	561J 22.80 288,116.77	574.026.21 M3J55.4S	587.121.80 278A72.92
Flux de numerar net merem.	126,614.10	129.786.06	133,007/51	136491.08	139,622.78	143,015.16	146^59^0	149.957.62	153306.00	157.111.71	160,771 10
Hui de numerar net increm. actualizai	■1HUI	8737831	86399 14	85,127.01	83,853.82	82387.69	81323 7 6	80,063.60	78^05.87	77,554.76	76308.79
Ajutorul comuaitar
Ajutorul comunitar actualizat
Hui de numer cu ajutor neact.	126,614,10	129.786.06	133,007.51	136491.08	139,622,78	143.015 16	146,45930	149,957.62	153406,00	157J11.71	160,77110
Flux de numer actuali ral cu ajutor	88,95738	8737831	86399 14	55,127.01	83,853.82	82387.69	81323.76	80,063.60	78,805.87	77^5476	76308.79
Inii cat ori
VANRK
RJHfK
VANF7C
Fluxuri	180,053.96	1«4.65«33 {IS9354.S9		19-1.162.53	199.07195	204,106 Jl \|209J55,5« 1114.53043 I119,934.«> 1125,400 43 1131,172.61
VANBC

ni venituri Anexa 14 III 4
Venituri dm energic operare •
An	2021	2022	2023	2024
Rata tic actualizare 1%)	4%	4%	4%	4%
Coeficient de actualizare		1.0000	0.9615	0.9246
Costuri inwstitii (mii leii	0.00	26,001.89	249.618.14	244,417.76
Cheltuieli fara unuect (mu lei:*		000	000	0 00
Chehuieh Scenariul S2		000	000	000
Cheltuieli incremental		0.00	0.00	0.00
Cheltuieli actualizate		0.00	0,00	0.00
TOTAL CHELTUIELI incremental	0.00	26,001.89	249,618.14	244.417.76
Cheltuieli totale actualizate	0.00	26.001.89	240,017.44	225.977.96
Venituri Tara proiect (nu lei)		000	000	000
Venituri Scenariul 2		000	000	000
Venituri incremental		0,00	0.00	0.00
V enituri actualizate		0.00	0.00	0.00
Flux de numerar net inerent.	0.00	-26,00139	-249,618.14	-244,417.76
Flux de numerar net inerent, actualizat	0.00	-26,001.89	-240,017.44	-225377.96
Ajutorul comunitar		22,101.61	212,175.42	207,755.10
Ajutorul comunitar actualizat		22.101.61	204,014 83	192.08137
Flux de numer cu ajutor neact.	0.00	■3,90048	-37,442.72	-36,662.66
Flux de numer actualizat cu ajutor	0,00	•3,900.28	-36,002,62	-33,896.69
Ini (catari
VANRK	1392475.69
RlRHk	100.95%
VANHC	L005J28.41
Fluxuri	0.00	-26.00	-249.62	7835
VANE7C	1,803,72837

<®®PROARCOR

CONSULTING

2025	2026	2027	2028	2029	2030
4%	4%	4%	4%	4%	4%
0.8890	03548	0.8219	0,7903	0.7599	0.7307
0,00	0.00
000	000	000	0.00	000	000
309.546 08	30737200	31.1.842.77	320,465 31	327,450 88	334.61039
309,546.08	307372.00	313,842.77	320,46531	327.450.88	334,61039
275.18533	262.742.87	257,955.88	25326839	248335.75	244.49633
309.546.08	307372.00	313342.77	320,46531	327,450.88	334.61039
275,18533	262,742.87	257.955.88	25326839	248335.75	24439633
0.00	000	0W	000	ooo	000
457 72913	40436197	428,19268	446,750.48	456.94165	467.365 38
457,729.13	404361.97	428,192.68	446,750.48	456,941.65	46736538
40631953	345,65031	351543,17	353,07339	347438.10	341,49930
148,183.06	96,989.97	114349.92	126485.16	129,490.78	132,754.99
131,73440	82.907.44	93.98730	99,805.00	98,40235	97.002.77
0.00	0.00
0,00	0.00
148,183.06	96,989.97	114349 92	126485.16	129,490,78	132.754 99
131.73420	82,907.44	__9338730	99,805.00	98,40235	97,002,77

1192423.85 1146,63836 [163,12946 1174,983.67 |179,49620 [184,099.42 ]

4 ® O PROARCOR

CONSULTING

IMVonrtun\| Anexa 14.111.4
Venrtundin energic operare *1%
An	2031	2032	2033	203-1	2035	2036	2037	2038	2039	2040	2041
Ral» de xlaaluirt (% )	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%
Coeficient de actualizare	0,7026	0.6756	0.6496	0,6246	0.6O06	03775	03553	03339	03134	0.4936	0.4746
CiMIUri ImnlHH (mii leii
Cheltuieli lara proiect (mi lei)	000	000	000	000	000	000	000	oai	000	000	000
Cheltuieli Scenariul S2	341,94698	349,463 94	357.17533	365,074 07	373,179 86	381,485 95	390,007 06	198,74742	407.71680	416,914 50	126,150 70
Cheltuieli incremental	341,946.98	349,463.94	357.175J3	365,074.07	373,179,86	381.485.95	390,007.06	398,747.47	407,716.80	416,91430	416J50.7D
Cheltuirii KlnalizaU	240447.41	236,08532	232.01448	228,024.19	224,122.16	220398.63	216,557.07	212394.51	209310.89	205300.72	10246413
TOTAL CHELTUIELI incremental	341,946.98	349,463.94	357,17533	365,074.07	373,179.86	38).485 95	390,007.06	398,747.42	407,716.80	416,91430	426J5OJO
Cheltuirii Iutile ictuillllle	240447.41	236,08532	232,01448	228,024 19	224,122.16	220498.63	216,557.07	212394 51	20931039	205300.72	202464 13
Venituri fara proiect (mi ki)	000	0.00	00D	000	000	000	000	000	000	0.00	0.00
Venituri SccnanulZ	478.02696	488,931 82	500,085 52	511,493 74	523,162 29	535,097 10	54 73012*	559,789 99	572.56063	585,622.70	598,982 85
Venituri Incremental	478,026.96	488.931.82	500,08532	51M93.74	523.16229	535,097 10	54730436	559,789.99	572360.63	585322.70	598,98235
Venituri actualizate	335^55.40	330304.82	324346,02	319.477.48	314,197 71	309,00534	303398.63	298476.45	293,93731	289,079.83	284402.67
Hac de numerar net increm.	136,079.98	1394 StBS	142,910.19	146,419.67	149,982,42	153A1L15	15749740	161,04237	16434333	168,708.20	172,632.15
Flux de numerar net inerent, actualizat	95,607.99	9441930	92331-74	91,45330	90.07536	88,706,61	8734 135	85,981.94	84,626.41	83479.11	81,93834
Ajutorul comunitar
Ajutorul comunitar actualizat
Flux de numer cu ajutor neacL	136,079.98	139,467.88	142,910.19	146,419.67	149,982.42	1S3J.11.I5	15749740	161,04237	164343.83	168J08J0	172,632 15
Fim de uumer actualizat cu ajutor	95,607 99	94419.50	92331-74	91,45330	90,07536	88,706.61	8734135	85,981-94	84,626.41	83J79.il	81.93834
In ticsi ori
In ticsi ori
SANF/K
RlRftK
VAMTC
Ruiurl	188,798 98	193,600.67 \| xx.xxxxx		203,51944 \|208_t644 93 1113^9431 \|219266.78				121.769.81 I130J07.J5 1136,19191			242J28J4
\ANET

11 VtAi.T-l Anexa 14 II! 5
Vetiitun din eneruici upenrc 5%
An		2021	2022	2023	2024
Rata de «turiintre (% \|		4%	4%	4%	4%
Coeficient de actualizare			1,0000	0.9615	0.9246
Colturi inwiHSi (mii lei)		0.00	26,001.89	249,618.14	244.417.76
Cheltuieli fara proiect i mu leu			0.00	000	000
Cheltuieli Scenariul S2			000	ooo	000
—	Cheltuieli incremental		0.00	0.00	0.00
—	Cheltuieli actualizate		0.00	0.00	0.00
TOTAL CHELTUIELI incremenlal		0.00	26,00139	249.618.14	244,417.76
Cheltuieli totale actualizate		0.00	26.001,89	240,017.44	225,977.96
Venituri fâra proiect imn letl			000	000	000
Venituri Scenariu! 2			0.00	000	000
Venituri incremental			0,00	0.00	0.00
Venituri actualiza le			0,00	0.00	0.00
Flux de numerar net increm.		0.OU	-26,001.89	-249,618.14	-244,417.76
Flux de numerar net increm. actualizat		o.oo	-26,001,89	-240,017.44	-225,977.96
Ajutorul comunitar			22,101.61	212,175.42	207,755.10
Ajutorul comunitar actualizat			22,101.6!	204.01433	192,081.27
Flux de numer cu aju tor neacL		0,00	3,90028	37,442.72	-36,662.66
Flux de numer actualizat cu ajutor		0.00	3,90028	-36.002.62	33,896.69
Indicatori
VAN1VK		1,595,69834
RIKRK		11037%
VANF/C		1209,05136
Fluxuri		0.00	■26.00 1-249.62		7835
VANE/C		1,970399.40

4 90 PROARCOR

CONSULTING

2025	2026	2027	2028	2029	2030
4%	4%	4%	4%	4%	4%
0.8890	03548	0.8219	0.7903	0.7599	0.7307
0.00	0,00
000	000	0.00	ow	000	000
309,546.08	30737200	313.84277	320.465.31	327.450.88	334,610 39
309346.08	307372.00	313.842.77	320,46531	327,45038	334,61039
275,18533	262,742.87	257.955.88	25336839	248335.75	24449633
309346.08	307372.00	313342.77	32046531	32745038	334,61039
275,18533	262,74237	257.95538	25336839	248,835.75	244.49633
000	000	000	000	000	000
475.857 02	420376 31	445,150.81	461,443 56	475.03835	485,874 90
475357.02	42037631	445,15031	46444336	475,03835	48537430
423,035.16	359339.43	365301.52	367.056.49	360.990. îî	355,024.03
166310.94	113.00431	131308.04	143,97835	147387.48	151J6431
147.84932	9639636	107.925,64	113,788.10	112J54J5	11032730
0.00	0.00
0.00	0.00
166310.94	113,00431	131308.04	143,97835	147387.48	151,26431
14734932	9639636	107,925.64	113,788.10	112.15435	11032730

20834433 |161,498,12 [17832131 [19133034 [196,215.43 ' |201,199.71

SCI PROARCOR

CONSULTING

1 .Ver lun\| Anexa 14 III.5
Vcmtundm encipic+operaie ■
An	2031	2032	2033	2034	2035	2036	2037	203S	2039	2040	2041
Rata de actualizare \|%)	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%
Coeficient de actualizare	0.7026	0.6756	0.6496	0.62*16	0,6006	04775	04553	03339	05134	0.4936	0.4746
Costuri iumtilH (uit lei)
Cheltuieli fam proiect (mi lei)	000	000	000	000	000	000	000	000	000	000	000
Cheltuieli Scenariul S2	341.94698	349,463 W	357,17533	365.07407	373.17986	381,485 95	390.00706	398.74742	407,716 80	416.91450	426.35070
Cheltuieli incremental	341,946.98	349,463.94	357,17533	365,074.07	373479.86	381,485.95	390,007.06	398,747.42	407.71640	416,91430	426450.70
Cheltuieli actualizate	240447.41	236,08532	232,01448	228,024.19	224422.16	220498.63	216457.07	21249431	20941049	205400.72	202464.13
TOTAL CHELTUIELI incremental	341346.98	349.463.94	357,17533	365.074.07	37347946	381,485.95	390,007.06	398,747.42	407,71640	416,91430	426450.70
Cheltuieli loiale actualizate	240447.41	236,08532	232,01448	228,024.19	22442246	220498.63	216457,07	21249431	20941049	295400.72	202461.13
Venii un fata proiect (mi Ici)	000	000	000	000	000	000	000	01»	0 00	000	000
Venit un Scrnanul 2	496.958 72	508,295 46	519,890 89	531,75092	543,881 59	55648907	568.979 68	581,959 89	595436 30	608,815 63	622,704 94
Venilurl incremental	496,958.72	508495.46	519^90.89	531,750,92	543481.59	556489.07	568,979,68	581.959.89	595J3630	608415.68	622,704.94
Venituri actualizate	349,156.60	34348610	337,71131	332,130.06	326,641.19	321443.07	315,93442	310,71344	305,57849	30052834	295362.18
FI ux de numerar net inerent.	155,011.74	158.831.52	162,71536	166,676.85	170,701.72	17440341	178,972.62	IW411.4T	18731930	191,901.18	19645444
Flux de numerar net increm. actualizat	108,90949	107300.88	105,696.93	104,105.87	102419.03	100,944.44	99477.14	97418.63	9646730	94,727.82	93,198.05
Ajutorul comunitar
Ajutorul comunitar actualizat
Flux de numer cu ajutor ueacL	155,011.74	158431.52	162,71556	166476.85	170.701.72	17440341	178,972.62		18731930	191301.18	19645444
FI ux de numer actualizat cu ajutor	108,909.19	107400.88	105,696.93	104,105.87	102319.03	100,944.44	99377.14	97418.63	9646730	94,727.82	93,198.05
faulta, ori
VAN«K
R1RF/K
VANF/C
Fluturi	206489.02 \|2II,489J5 \|216JW4> \|222_432.65 \|227_r784.B7 \|Z33,470.50 \|139489.I7 [24544838 __1251352.99 1157,614.87										264,03931
VANUC

IHVtnilun Anexa 14.111 6
Venituri din energie operare • J(l%
An	2021	2022	2023	2024
Rata cit actualizare 1% î	4%	4%	4%	4%
Coeficient de actualizare		1.0000	0.9615	0.9246
Cmturi inutilii (mii Ici)	0.00	26,001.89	249,618.14	244.417.76
Ctidiuieli fam proiect (mu Ier)		000	000	ow
Cheltuieli Scenanul S2		000	0.00	Di»
Cheltuieli incremental		0.00	0.00	0.00
Cheltuieli actualizate		0.00	0.00	0.00
TOTALCHKLTWHJ incremental	0.00	26,001^9	249,618.14	244,417.76
Cheltuieli tataie actualizate	0.00	26.001.89	240,017.44	225,977.96
Venituri fără proiect (mu kt)		000	000	000
Venttun Scenariul 2		000	000	0.00
Venituri incremental		0.00	0.00	0.00
I cni tuci actualizate		0.00	0.00	0,00
Flux de numerar net inerent.	0.00	-26,001.89	-249,618.14	-244,41776
Flux de numerar net inerent, actualizat	0.00	-26,001.89	-240.017.44	-225,977.96
Ajutorul comunitar		22,101.61	212.17S.42	207.755.10
Ajutorul comunitar actualizat		22.101.61	204,014.83	192.081.27
Flux de numrr cu ajutor neact	0.00	-3,900.28	-37,442.72	-36.662.66
Flux de numer actualizat cu ajutor	0.00	-3,900.28	-36.002.62	-33396.69
1 ImEcaton
IVANF/K	1349,727.77
!RIRF/K	12134%
VANRC	1,463,080.49
Fluxuri	0.00	-26.00	-249.62 17835
VANF7C	2.178,738.18

4 PROARCOR

CONSULTING

2025	2026	2027	2028	2029	2030
4%	4%	4%	4%	4%	4%
0.8890	03548	03219	0,7903	0.7599	0.7307
0.00	0.00
0.00	000	OLU	000	000	000
309.546 08	307,37200	313.84277	330.465 31	327,450 88	334.61039
309346.08	307372.00	313342.77	320,46531	327,45038	334.61039
275.18533	262,742.87	25735538	25326839	248,835.75	244,49633
309346,08	307372.00	313342.77	320,46531	327,45038	334,61039
275,18533	262,742.87	257.95538	25326839	248335.75	244,49633
000	000	000	000	000	0.00
49831688	440J9I23	466348 47	486,55992	497.659.23	509011 80
498316.88	44039423	466348.47	486359.92	497,65923	509,011.80
443,179.69	376,450.83	383304.45	38433538	378,180.11	371.929.94
18837030	133.02223	152305.70	166,094,61	17020835	174,401.41
167.99435	113.707.96	12534837	131266.98	12934436	127,433.40
0.00	00O
0 00	0.00
188*970 30	133,02223	152305.70	166,094.61	17020835	174,401.41
167.99435	113.707.96	12534837	131266.98	12934436	127,433.40

S® PROARCOR

CONSULTING

■.Ver 1ui‘ Anexa 14,111,6 Venituri din cncruie+upcrarc 4 HF*
An	2031	2032	2033	2034	2035	2036	2037	2038	2039	2040	2041
Rata de actualizare (% )	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%
Coeficient «le actualizare	0.7026	0.6756	0.6496	0.6246	0.6006	05775	03553	03339	0.5134	0.4936	0.4746
Costuri Inwtilii (oii Ici}
Oiekuicli fara proiect (mi leii	000	000	000	U UO	0.00	000	000	000	000	000	000
Cheltuieli Scenanu! S2	341,946 98	349,463 94	357,17533	365,074 m	373,179 86	381,435 95	390,007 06	398,747 42	407,71680	416.914 50	426J 50 70
Cheli ulei 1 incremental	341,946.98	349,463.94	357,17533	365,074.07	373,179.86	381.485.95	390,007,06	□98.747.42	407,716.80	416,914.50	426^50.70
Cheltuirii Bcludiziie	240J47 41	236,08532	232,01438	228,024 19	224.122,16	220,298.63	216,557.07	212,89431	209,310.89	205,800,72	202364 13
TOTAL CHELTUIELI incremental	341,946 98	349.463.94	357,17533	365,074.07	373,179.86	381,485.95	390,007.06	398,747.42	407,716.80	416,914.50	426350.70
Cheltuieli totale actualizate	Z40,247J\|	236,08532	232,01438	228,024.19	224,122.16	22 OJ 98.63	216,557.07	212^94^1	209310.89	205,800.72	202^64.13
Venituri fara proiect Ini kî)	000	oa:	ooo	0 03	0.00	000	000	000	000	000	000
Venit un Scenanul 2	320.623 42	532.50000	544,647 60	557.072.39	569,780 71	512,775 02	596,073 95	609,672 26	623,580 88	637,806 90	652,357 56 j
Venituri incremental	520,623.42	532300.00	544,647.60	557,07239	569,780.71	582,779.02	596,073,95	609,672,26	623,580,88	637,806.90	652,3 57.56
Venituri actualizate	365,783,11	359,737.92	353,792.70	347,945.77	342.19533	33634036	330,978.70	325,509,00	320,129.74	314339.42	309,636.57
Flux de numerar net incrern.	178,676,44	183,036.06	187,47237	191,99832	196,600.85	201393.07	206,066.89	210.924J4	215,864.09	220^92.40	226,00646
Ruj de numerar net inerent, actualizat	125^35.70	123,652.61	121,778.41	119,92139	118,07337	116241.73	114*421.63	112,61430	110^18^5	109,038.70	107472-44
Ajutorul com uni Iar
Ajutorul comunitar actualizat
Hui de numer cu ajutor ncacL	178,676.44	183,036,06	187,47237	191,99832	196,60035	201J93 07	206,066,89	21032434	215,864.09	220,891.40	226,006^6
FI ux de numer actualizat cu ajutor	125335 70	123,652.61	121,778.41	119.92139	118,07337	116J41 73	114,421.63	112,61430	110,818.85	109,038 70	IO7J72.44
in tic at ori
VANFTK
RIR»k
3ANRC
Fluxuri	2»,1SIJ7 1233350.19 \|239369S9 1245424.42 l25l.709.S0 \|157.94075 \|2S4JI7 16 127033703 1277334.92 \|2S4J«J7 il9t, 42139
VAM7C

S® PROARCOR

CONSULTING

] Anei» I4.IV 1 Costun cu marcnile prime -Kr«
An	2021	2022	21123	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030
Rata de actualizare (%)	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%
Coeficient de actualizare		1.0000	0.961 S	0.9246	03890	0.8548	03219	0.7903	0.7599	0.7307
Costuri inwxtitil (mii lei)	0.00	26,001.89	249.618,14	244,417.76	0.00	0.00
□tehuieh fara proiect (milei)		000	000	000	0D0	000	000	0<K)	000	O.oo
Cheltuieli Scenariul S2, din care	000	000	000	0.00	286373 43	284,518 89	290.551 62	296.728.16	303,238 94	309,91409
Matern prime	0.00	0.00	000	0.00	209.453 37	205.677 96	209,620 36	213.63433	217,90740	222266.70
Operare si menicnanla	000	000	000	000	37.725 61	39,06268	40,45555	41,906 72	43.41880	44.9M.51
Ahe cheltuieli	000	0.00	000	0.00	39.09448	39,77825	40.475 71	41,187 11	4191274	42,65288
Cheltuieli incremental		0.00	0.00	0.00	286,273.48	28431839	290351.62	296,728.16	303338.94	309,914,09
Cheltuieli actualizate		0.00	0.00	o.oo	254396 08	243307.94	23831235	23430838	230,436,67	226J5L19
TOTAL CHELTUIELI incremental	0.00	26,001.89	249,618.14	244.417.76	286373.48	28431839	290351.62	296,728.16	303.238 94	309,91409
Cheltuieli totale actualizate	0.00	26,00139	240.017.44	225,977.96	254,496.08	243,207.94	23831235	23430838	230,436.67	226351 19
Venii un fura proiect (mu la)		0.00	000	000	000	000	0.00	000	000	0.00
Venilun Scenariul 2		000	000	oro	453.197 16	400,358.39	423.953.15	442327.20	45241748	462.738 00
Venituri incremental		0.00	0.00	0,00	453,197.16	40035839	423.953.15	442327.20	452,417.48	462,738.00
Venituri actualizata		0,00	0.00	0.00	402390.63	342328.03	348,45839	349377.61	343300.10	338,118.12
Flux de numerar net inerția	0.00	-26.00139	-249,618,14	-244,417 76	166,92368	11533930	133.40133	145399.04	149,17834	152323,91
Flux de numerar net increm. actualizat	0.00	-26,00139	-240,017.44	-225,97796	14839435	99,020.09	109,64634	115,069.04	113363.43	111,66694
Ajutorul comunitar		22,101.61	212.17S.42	207,755.10	0.00	0.00
Ajutorul comunitar actualizat		22.101.61	204,01433	192.08137	0.00	0.00
Flux de nuincr cu ajutor neact	0.00	-3,90038	-37,442.72	«36,662.66	166,923.68	115,83930	133.40133	145399.04	149,17834	152323.91
Flux de numer actualizat cu ajutor	0.00	3.90038	«36,002.62	33396.69	14839435	99,020,09	109,64634	115,069.04	113363.43	111,666.94

tmF catari
VANF/K	1,611.245.28
BIRF/K	11134%
VANF/C	1324397,99
Fluxuri	0,00	-26.00	■249.62	-244.42 \|204389.44		159,435.44	176,034,43 1188.04734		192,81027	197,668.20
VANE/C	1,93430333

1H.V efiinn I AtrruU.n.JI
("oîiun tu matcnilc pnme-IO*«
An	2031	2032	2033	2034	2035	2036	2037	2038	2039	2040	2041
RM» de mIuiIImtc l% ,	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4 Va	4%	4%	4%
Coeficient de actuali zare	□,7026	0.6756	0.6496	0.6246	0.60Q6	03775	0.5553	03339	03134	0.4936	0.4746
Centuri inwstitii (mii leii
Cheltuieli fara proiect Imn leu	OOQ	000	000	000	000	000	000	ooc	000	000	000
Cheltuieli Scenanul S2. din căit	316.75674	323,770 17	33O.967J8	33W237	345.913 23	353,67427	36I.6M.15	369.8I2.1I	378202 38	386.809 80	395 644 00
Materii vome	226 712 22	231,243 98	235,871 54	240 545 33	245.39972	2W.W5.13	255,311.13	260,417.74	265.62973	270.942 33	276360 31
Operare si men lenan la	46.63668	48.348 32	50.13252	51.992 57	53.931 86	55,953 98	58.06266	60.261.82	62,555 55	64 948 14	67.444 08
Alte cheltuieli	43 407 83	44,177 87	44,963.32	45.764 47	46 58165	47.415 17	48,2*5.36	49.132 56	50017 10	50,919 33	51.839.60
Cheltuieli incremental	316.756.74	323,770.17	330,96738	33834237	345,913.23	353.67447	361,639.15	369312.11	37840238	386.809.80	395,644.00
Chrlluirll actualitate	222349.08	218.72732	214,990,10	211327.64	207.746.52	204JJ8.08	20030538	197345.71	194,158 98	190,940.19	187,789,43
TOTAL CHELTUIELI incremental	316.756.74	323.770.17	330,96738	33834237	345,91333	35337447	361,639.15	369312 11	378^0238	38630930	395,644.00
Cheltuieli totale actualizate	222349.08	218,72732	21459030	211327,64	207,74632	204J38.D8	20030538	197.445,71	194458.98	190,940.19	187,789.43
Venit un fara proiect (mu leii	oM	000	000	000	000	000	000	ooo	0.00	000
Venii un Scenariul 2	473.29402	484,0909]	495,134 18	506 429 45	51798246	529.799 1 ]	541,885.41	554247.51	566.891 7\|	579 824 46	591 052 32
Venituri incremental	473494.02	484,090 91	495,134 18	506,42945	517,981.46	529,799,11	541385.41	554447.51	566391.71	579324.46	593,05232
Venii uri actualizate	332_r530.10	327,034.48	J21>29 72	31631434	311.086.84	305.945,79	300.889.73	295,91738	291,027.04	28*417.66	281,487,79
Fim de numerar net increm.	15633748	160 J 20.75	164.166.80	168,087,08	172,06934	176,124,84	18OJ46J5	184,435.40	188.68933	193.014.66	197,40833
Hui de numerar net increm, actualizai	109.981.02	108406.95	1O6A39.62	104,986.69	10334032	101 767 70	100.08435	9847137	96,168.06	95477 46	93,69837
Ajutorul comun Har
Ajutorul comunitar actualizat
Rui de numer cu ajutor neacL	15633748	160310.7$	164,16630	168,087.08	172,06934	176,12444	180J46J5	184,435.40	188^8933	193.014 66	197 40833
Hm de nțtmer actualizai cu ajutor	109.981.02	108306 95	IO6AJ9.62	104,986.69	10334032	i«i,?eti<i	100,08435	98.47 IJ7	96,168,06	95477.46	93,69837
VANHK	---------... ... . ^ —------------- -----------------------—-------------—---—-----------------------------------------------
RIRFK
VANF'C
Fluxuri	102.tV.21 [2D2.6W.07 [tll.MI.7t 11IS.1S5JS I1W.S4DW >2»O$5.O7 [ÎJ4.7STJS 1214.416\|6 1151.5*7.76 1151^36 91
VANBC

Anexa 14 IV.2 Costun cu matcmlc prarc "5*«
An	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030
Rata de actualizare (%)	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%
Coeficient de actualizare		1.0000	0.9615	0.9246	0.8890	05548	0.8219	0.7903	0.7599	0.7307
Colturi iaceititIHini Iti)	0.00	26,001,89	249,618.14	244.417.76	0,00	0.00
Chehu>eh fara proiect (mu lei}		000	000	0.00	000	000	000	0.00	000	0.00
Cheltuieli Scenariul S2. din care	0.00	0.00	000	0.00	297,90978	295,945.45	302,197.19	308.596.74	315,344 91	32226224
Malctu pnmc	000	0.00	0.00	0.00	221.08967	2l7.ltM.5l	221,26593	225.502.90	230,013 37	234,614 85
1 Operare si mentenanta	000	000	000	000	37,725.63	39,06268	40,455.55	41.906.72	43,418.80	44,99451
Alic cheltuieli	000	000	000	0.00	39.09448	39.778.25	40,475.71	41 18711	4191274	4265288
Cheltuieli incremental		0.00	0.00	0.00	297.909.78	295,945.45	302,197.19	308396.74	315344.91	32236234
Cheltuieli actualizate		0.00	0.00	0.00	264340.71	252,975.41	248384.06	243388.49	239,63631	235,473.86
TOTAL CHELTUIELI incremental	0.00	26,00139	249.618.14	244,417.76	297,909.78	295,945.45	302.197.19	308396.74	315344.91	32236234
Cheltuieli totale actualizate	0.00	26,00139	240,017.44	225,977.96	264540.71	252,975.41	248384.06	243388.49	239.636.21	235/47336
Venit un fara proiect (nu kt)		000	000	ooa	000	000	000	000	000	000
Venituri Scenariul 2		000	0.00	000	453.197 16	400358.39	423.953 15	442327.20	45241748	462,738.00
Venituri incremental		0.00	0.00	0.00	453,197.16	40035839	423.953.15	442327.20	452,417.48	462,738.00
\ «nituri actualizate		0,00	0 00	0.00	402590.63	342428.03	348458^9	349377.61	343300.10	338,118.12
Flux de numerar net incrcm.	0.00	-26.00159	-249,618.14	-24431776	15538738	104.412.94	121.755.96	133,730.46	137,07237	140,47576
Hui de numerar net increm. actualizat	0.00	-26,00159	-240,017.44	-225,977.96	138,049.92	89452.62	100.07432	105,689.13	104,16339	102,64436
Ajutorul comunitar		22.101.61	212,175.42	207,755.10	0.00	0.00
Ajutorul cooranitar actualizat		22.101.61	204,01453	192,08137	0.00	0.00
Flux de numer cu ajutor neacL	0.00	-3,90038	-37,442.72	-36.662.S6	15548738	104,412.94	121,755.96	133,730.46	137,07237	140.475,76
Flux de numer actualizat cu ajutor	0.00	-3,900.28	J6.002.62	-33596.69	138.049 92	89352,62	100,07432	105,689,13	104,163^9	10234436
■micilor!
VXNF/K	1.476.45739
RIRF/K	105.03%
VANF/t	1,08931031
Fluxuri	0.00	-26.00	-249.62	•244.42	196.46632 \|\|5I.1?936 116752042 \|\|79472.43 \|l84.06333 1188.74637
VANBC	1548499 10

4 90 PROARCOR

CONSULTING

rnj Xneu 14.113
Costun cu ntncnik pnme -5*/»
An	2031	2032	2033	2034	2035	2036	2037	2038	2039	2040	2D4I
Hula de actualizare I	4%	4H	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%
Coeficient de actualizare	0.7026	0.6756	0.6496	D.6246	0.6004	03775	03553	0,5339	03134	0.4936	0.4746
Costuri iawxlltil (ral! lei)
Cheltuieli fara proiect (nai lei)	0 00	000	000	000	000	000	DUO	000	000	OtX)	0 00
Chehiueh Scenariu! SZ. din care	329J5I 86	316.617 05	344.07135	351,708 22	359 546 55	367.580 11	WS.123 11	3MZ7977	392,959 59	401,862.15	410,99735
Matenipnme	239,307 35	244,090 86	248,975 51	253,951 18	259.033 04	264,21097	269,495.03	274,885 59	28038694	285,994.68	291,713 66
Opciaxe si mentenania	4663668	48.348 32	50,13252	51.992 57	53.931 86	55.95398	58.062 66	60361 82	6235555	64.948 14	67.444.08
Ah «cheltuieli	43,407 83	44,177.87	44,963 32	45,76447	46381 &5	47,415 17	48365.36	49,132%	50,017 10	50,919 33	51,83960
Cheltuieli incremental	32935IJ6	336,617.05	344,07135	351.708.22	35934635	367330.11	375J23.il	384379.77	392,95939	401362.15	410.99735
Cheltuieli actualizate	23139825	227.406,42	223302.19	219,675.92	215,93434	21236836	208,68133	205,170 11	201,734.94	198370.46	195.076,78
TOTAL CirELTUlELI incremental	329J5\|.86	336,617.05	344,07135	351,70842	35934635	367380.11	375323.11	384,27977	392.95939	401.862 15	410,99735
OirllHidi lotri» Kturitlrit	23139835	227,406.42	223,502.19	219.675.92	215,93434	212^6836	208,68133	205J70.il	201,734.94	198370.46	195,076,78
Venituri faraproiect Imn lei)	000	000	000	000	000	000	000	000	000	000	000
Venit un Scenariul 2	471.2<MO2	484,090 9]	495.134 18	506,429 45	517,982.46	529,799.11	541,88541	554347 51	566.89171	579,824 46	593,052 32
Venituri incremental	473494.02	484.090,91	495,134.18	506,429.45	517,982,46	529,799.11	541415^1	554J 4 7,51	566491.71	579324.46	593,05232
Venituri actualizate	331430.10	327,034.48	321,629.72	31631434	311.08634	305345.79	300,889 73	ZSS3I7Z1	291,027.04	286417,66	2111^X7.79
Flux de numerar net în crem.	143,942.16	147,473.86	151,062.83	154,72133	158,435 92	162319,00	166,06230	169.967 74	173.932,13	177,96231	182,054.98
Flux de numerar nel increm. actualizat	101,131.85	99,628.06	98,127.53	96,63842	95.ISZ.5l	93,677.43	92JQ8.5O	90,747.17	89J92.10	8734730
Ajutorul comunitar
Ajutorul comunitar actualizat
Flux de numer cu ajutor neacL	143,94246	147.473.86	151,062.83	154,72133	t51.43S.92	162319.00	166,06230	169,967,74	173.932.13	177,962J1	«82,054 98
Flux de numer actualizat cu ajutor	101.13145	99,628.06	98,12733	96,638.42	95,15231	93,677.43	9240830	90,747.17	R9J92 10	8734740	86,411.02
bdcacori
VANHK
RIRF.K
\ \NFH
Fluxuri	193526 84	19XJI0J8 J203396.73 1208.496 13 1213JI O.« \|21».047.«7 I2Î4J0933						230,103.45 1235^33.61 1141.711.97 1247.743 70
VANEC

IV Materii \| \n«a l 4.ÎV 3 Costuri cu materiile prune-!”■
An	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030
Rata de actualizare (%)	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%
! Coeficient de actualizare		1.0000	0.9615	0.9246	03890	03548	0.8219	0.7903	0.7599	0.7307
Costuri inwstitii (mii lei)	0.00	26.001.89	249.618.14	244.417.76	0.00	0.00
Cheltuieli fara proiect (mu ki)		0.00	0.00	0.00	0.00	000	000	ooo	ooo	000
Cheltuieli Scenariul $2, dm care	0.00	000	0.00	0.00	307318.82	305,086.69	311.513.65	318,091 60	325.029.68	332,140.76
Materii prime	000	0.00	000	ooo	230.398.71	226345.75	23038239	234,99776	239.698.14	244,493.37
Op era re si mentenanla	000	0.00	000	ooo	37,72563	39,06268	40.45555	41.90672	43,418 80	44.994 51
Ahc chchuieli	000	0.00	000	0.00	39.09148	39,77825	40,475 71	41,187 11	41.91274	42,65288
Cheltuieli incremental		0.00	0.00	0.00	307318.82	305,086.69	311313.65	318.091.60	325.029.68	332,140.76
Cheltuieli actualizate		0.00	0.00	0.00	273,116.41	260,78938	256.04131	251392.41	246.995.85	242,692.00
TOTAL CHELTUIELI incremental	0.00	26.001.89	249,618.14	244,4)7.76	30731832	305,086,69	311313.65	318,091.60	325,029.68	332,140.76
Cheltuieli totale actualizate	0,00	26.001.89	240,017.44	225,977.96	273.116.41	260,78938	256,04131	251392.41	246,995.85	242,692.00
Veni!un fara proiect (nu ki)		0.00	000	000	000	0.00	ooo	000	0.00	000
Venituri Scenariu! 2		0.00	000	000	453.197 16	400,358.39	423.95315	442327.20	45241748	462.738.00
Venituri incremental		0.00	0.00	0.00	453.197.16	400J5839	423.953 15	442327.10	452,417.48	462,738.00
Venituri actualizate		0.00	0.00	0.00	402390.63	342328.03	348,45839	349377.61	343300.10	338,118.12
Hui de numerar net inerent	0.00	-26,001.89	-249.618,14	-244.41776	145,97834	95371.70	112.43930	124335.61	127387.80	13039734
Flui de numerar net inerent, actuilizat	0.00	-26,001419	-240,017.44	-225,977.96	129.77432	81,438.65	92317.07	98,18530	96,80436	95426.13
Ajutorul comunitar		22,101.61	212,175.42	207,755.10	0.00	0.00
Ajutorul comunitar actualizat		22.101.61	204,01433	192,08137	0.00	0.00
Flux de numer cu ajutor neacL	0.00	*3.900.28	-37,442.72	-36.662.66	145.97834	95471.70	112.43930	124335.61	127387.80	13039734
Flux de numer actualizat cu ajutor	0.00	-3.900J8	-36.002.62	-33,896.69	129.77432	81,438.65	92,417.07	98,18530	9630436	95.426.13
kuficatari
VANF/K	1368.627.45
RIRF/K	99410%
VANHC	981,980.16
Fluxuri	0.00	-26.00	-249.62	-244.42	189,728.19	14437434 11604188414 1172,612.09			177,065.78	181,608.73
VANBC	1.779,095.55

Anexa 14 R 3
Casiun cu mnienilc pnme -IS
An	2031	2032	2033	2034	2035	2036	2037	2038	2039	2040	2041
RsU de aetuallure 1U;	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	496
Cocficknl de actualizare	0.7026	0.6756	0.6496	0,6246	0,6006	03775	03553	(1.5339	0.5134	0.4936	04746
Cmluri inmtilii (mii lei)
ChcHutck fara proiect (nu lei)	000	0U0	000	000	000	000	000	000	000	000	0 00
Hichu wb Scenariul S2. din care	339.427 96	346,894 56	354.554 53	362,40090	370.453 20	378.7W 79	387,17027	395,853 89	401.765 35	413.904.03	423,280 03
Matern grane	249.383.45	254,36837	259,458 69	264 643 86	269,91960	275.135.64	280.842 25	286.459 5 î	297,192.71	298 036 56	303.996 34
Operare simen :cnania	46,636 68	48.348 32	50.13252	51,992 57	53,931 86	55,953 98	58.062 66	60.261 82	62.555 55	64.948 14	67.444 08
Alte cheltuieli	43.407 83	44,177 87	44,963 32	45 764 47	46.581 65	47,415 17	43.265 36	49,132 56	50017 10	50 919 33	51 83960
Cheltuieli incremental _	339.42796	346J94J6	35445453	362,400.90	370,45330	378,704.79	387,170J7	395353,89	404,76535	413304.03	413380,03
Cheltuieli actualizate	238,477.58	234349.54	23031146	226454 33	222,484.59	218,69238	214,981,91	Î11JW.M	207,795.70	204314.67	200,906.66
TOTAL CHELTUIELI incremental	339,427 96	346J94.56	35435433	362.400 90	370,45330	378.704.79	387,17037	395353.89	404,76535	413,904.03	423380.03
QieltuicH totale actualizate	238,477.58	234 3 4934	230311.86	226354 53	222,48439		214381.91		207.795.70	204,314.67	200,906.66
Vemtun fara proiect (mi ten	000	000	0 00	000	000	DIX)	000	000	0.00	000	OOO
Vemtun Scenariul 2	473,29402	484,09091	495,13418	5064294':	517.982 <*6	529,799 11	541 88541	554.247 51	566 891 71	579,824 46	193.052 32
Venituri incremental	473394.02	484,09091	495,134 18	506.429.45	517,982.46	529,799.11	S41.M5.4I	554347.51	566^91-71	579,824.46	593.05232
Venituri adualUate	332530.10	327,034,48	321^29 72	31631434	311,08634	305,94579	300^89.73	29531738	291,027.04	286317.66	MMW 7»
Rut de numerar net inerent.	13336606	137,19635	140479.65	144.02835	14732936	151,69432	154,715 14	158393,62	162.I26J6	165,920.43	I69.77JJO
Flux tfc numerar net inerent, actualizat	94,052.52	92,684.94	91J 17,86	89,959.81	88,60235	S7-W331	85,90733	54447.65	8333134	5I.W.59	8038LI4
Ajutorul comunitar
Ajutorul Comunitar actualizat
Flux de numer cu ajutor neact	133566 06	137.19635	1405?9,65	144.02835	14732936	151,09432	154,715.14	15849362	162,12636	165.920,43	169,77130
Flux de numer actualizat cu ajutor	94,052.52	91,684,94	9 Ml 7.86	89.95931	88.60235	8735331	85.90733	84S67.65	8333134	81,902.99	SOJII 14
Indicatori
VANF7K
RIRF/K
AANF/C
Huzuri	186346.54	190,984 96	195,82230	200,77233 }2»53J0.04 ]2II,M9?4 J11631085 \|22t,74».79					I17JW.S7	233,01133 '23B369.08
\ANUC

4 9® PROARCOR

CONSULTING

\| \nem I4.IV.4
Co$iun cu materiile pnme 41*.
An	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030
Hali ik actualizare (%)	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%
Coeficient de actualizare		1.0000	04615	0.9246	0.8890	04548	03219	0.7903	0.7599	0,7307
Costuri investiții (mii lei)	0.00	26.001.89	249.618,14	244.417.76	0.00	0.00
Chdiuieli tara proiect (nu Ici)		0.00	000	0.00	0.00	o®	0.00	000	ot»	000
Cheltuieli Scenariul S2, din care	000	0.00	0 00	000	311.873.34	309,657.31	316,17188	322,839 03	329,87207	337,080.02
M a Icni pnme	000	0.00	000	0.00	235.OS323	230,816.37	235340.62	239,745.19	244,540.53	249,432 63
Operare si meu imanii	000	000	000	0.00	37.725.63	39,06268	40,455.55	41.906.72	4X418.80	44,994.51
Alte cheltuieli	000	o.oo	000	0.00	39,09148	39,778.25	40,47571	41,187 li	41,91274	4265288
Cheltuieli incremental		0.00	0.00	0.00	31147334	309.65731	316,17138	322439.03	329472.07	337,080.02
Cheltuieli actualizate		0.00	o.oo	0,00	277.254.26	264.69637	25947044	255,14437	250.675.66	246301.07
TOTAL CHELTUIELI Incremental	0.00	26,001.89	249,618,14	244.417.76	31147334	309.65731	316.17148	322439.03	329,872.07	337,080.02
Cheltuieli totale actualizate	0.00	26,00139	240.017.44	225,977.96	27745426	264.69637	25947044	255.14437	250.675.66	246301.07
Venituri fara proiect (mu lei)		000	000	ODO	000	o«	000	000	000	ooo
Ventiun Scena nu 12		000	000	0.00	453,197 16	400358 39	423,953 15	442327.20	45241748	462,73800
Venituri incremental		0.D0	0.00	0.00	453.197.16	40035839	423,953.15	442327,20	452,417.48	462,738.00
Venituri actualizate		0,00	0.00	0,00	402490.63	342428.03	348,458.59	349477.61	343400.10	338,118.12
Mut de numerar net increm.	0.00	-26.001.89	-249.618.14	-244,417.76	14142332	90,701.08	107,78147	119,48818	122445,41	125,657.98
Flux de numerar net increm. actualizat	0.00	-26.001.89	-240,017.44	-225,977.96	125.63637	77431.66	8848835	94,43344	93.124.44	91417,06
Ajutorul comunitar		22,101.61	212,175.42	207,755.10	0.00	0.00
Ajutorul comunitar actualizat		22.101.61	204,01433	192.081.27	0.00	0.00
Flux de numer cu ajutor neacL	0.00	-340038	-37.442,72	-36.662.66	141323.82	90,701.08	107.78147	119.488.18	122445.41	125,657,98
Flux de numer actualizat cu ajutor	0.00	-3,90028	-36.002.62	-33396.69	125.63637	77,531,66	8848835	94.43344	93.124.44	91317.06
Indkatori
VANF/K	1314.71237
RIRF1K	97.11%
VANF/C	928.06S.09
Fluxuri	0.00	-26.00	-249.62	-244.42	186359.02	141472.49	157423.16	169.181.92	173467.00	178,039.96
VANE/C	1.744,493.77

j AiferuH.il 4
Cos tun cu materiile prune +1%
An	2031	2032	2033	2034	2035	2036	2037	2038	2039	2040	2041
Rata de actualizare (% )	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%
Coeficient de actualizare	0.7026	0,6756	0.6496	0.6246	0.6006	03775	0.5553	0.5339	03134	0.4936	0,4746
Costuri investitii (mii tei)
Chehuieb fara proiect (n*i lei)	0.00	000	000	000	000	000	000	000	000	000	000
Cheltuieli Scenariul S2. din cart	344.46601	352.033 32	359.79612	367,74724	375 906 53	384.267 12	392,843 85	401,64095	410668 24	419.92497	429'42137
Materii prune	254,421 50	259.507 13	264,70023	269,990 20	275393 02	280,897 97	236,515 83	292^4657	298,095 59	304,05750	310,13768
Operare st mentenania	46.63668	48.348.32	5OJ3Z52	51.992 57	53 931.86	55,953 98	58.062 66	60.261 82	62.555 55	61.918 14	67.444 08
Ahe cheltuieli	43,407.83	44,177 87	44,96332	45,764 47	46,581 65	47,415 17	48765 36	49.132.56	50.017 10	50.91933	51,83960
Cheltuieli iac ren» ea tal	344,466.01	352.03332	359,796.12	367,74734	375.90653	384367.12	392,843.85	401,640,95	410,668.24	419.924.97	429,42137
Cheltuirii actualizate	242,017.25	237.821.10	233J16.70	229^9334	225,759 72	221,904.69	218,132-24	214,439.39	210,826.09	207,286.77	203321.60
TOTAL CHEL 1 LllELl incremental	344,466.01	352.03332	359,796.12	367,74734	375.906.53	384367.12	392,843.85	401,640.95	410,66834	419,914.97	429'42137
Cheltuirii totale actualizate	242,01725	237321.10	233,716.70	229^9334	225,759 72	221,904.69	218,132.24	214,43939	210326.oi	207,286.77	203321.60
Venmm fara proiect (mi lei)	0 00	000	00O	000	000	000	0<X>	ow	000	000	000
Venit un Scenariul 2	473.294 02	484,09091	495,134 18	506.42945	5\|7_t9SZ46	529,79911	541.885 41	554.247.51	566,891 71	579,824 46	593,05232
Venituri incremental	473J94.02	484.090.91	495,134.18	506,429.45	517,982.46	529,799.11	541385.41	554^47^1	S6M9L71	579324.46	593,05132
Venituri act uni iz ale	332430,10	327,034.48	321,629.72	31631434	311,086.84	305,945.79	300,889 73	295,917.28	291,027.04	286^17,66	281487.79
Hui de numerar net increm.	128,828.01	132,057,59	135338.06	138,68231	142,075.94	145431.99	149,041.56	152,606.56	2S4J2340	159,899.49	163,630.96
Hus de numerar net increm. actualizat	90,512,85	89J1J38	87,913.02	86,62030	85327.13	84.041.10	82,757.49	81,477.89	80,200 95	78,930.88	77^66 19
Ajutorul comunitar
Ajutorul comunitar actualizat
flux de numer cu ajulor neacL	128^28.01	132,057.59	135338.06	138,68231	142.075.94	145331.99	149,041.56	152,60636	156,223.48	159,899.49	163,630 96
Rut de numer actualizat cu ajutor	90312.85	8941338	87,913,02	86,620.50	85327.13	84.041 10	82,757.49	81,47729	80200 95		77,666 19
In ii cal ori
VWK
R1RRK
X VNF/C
Rutun	182.60639	187J72.05	192,035.09	196,909.43 \|201389,B4 1206,990." 8 \|21231131 ti 17459.45					223.038,55 1228,661.01 1234.431,77
XAWC

IV \| Anexa I4.IV3
Costun cu maienile pnme 5%
An	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030
Rata de «tualizare (% 1	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%
Coeficient de actualizare		1.0000	0.9615	0.9246	0.8890	0.8548	03219	0,7903	0.7599	0.7307
Costuri investiții (mii lei)	0 00	26 001.89	249,618.14	244,417.76	0.0 D	0.00
□leltUKlj fata proiect (mu lei)		ooo	000	000	000	000	OOO	000	0.00	000
Cheltuieli Scenariul S2,din care	000	0 00	0.00	0.00	321,18237	318,798.55	325,488.34	332333 89	339,556.84	346.958 54
Materii prime	0.00	000	000	0.00	244,36227	239,957.62	244.557.08	249240.05	254225.30	259J11 15
Operare si mcnlcnanta	000	0.00	000	0.00	37,725 63	39,06168	40.455.55	41,906.72	43,418.80	44.99151
Ahe cheltuieli	000	000	000	000	39,094.48	39,77825	40.475.71	41.18711	41.91274	4265288
Cheltuieli incremental		0.00	0.00	0.00	321,18237	318,79835	325.48834	33233339	33935634	346,95834
Cheltuieli actualizate		0.00	0.00	0.00	285329.96	27231034	267327.69	262.64830	258,03529	25331920
TOTAL CHELTUIELI incremental	0.00	26.001.89	249,618.14	244,417.76	321.18237	318,79835	325,48834	33233339	33935634	346,95834
Cheltuieli totale actuali zale	0.00	26,001.89	240.017.44	225.977.96	285329.96	27231034	267327.69	262,64830	258,03529	25331920
Venituri fam proiect Ihmi lei)		000	000	000	000	O00	000	0 00	000	000
Venuun Scenariul 2		ooo	000	0.00	453.197 16	400358 39	423.953 15	44232720	452,417.48	462,738.00
Venituri incremental		0.00	0.00	0.00	453.197.16	40035839	423,953.15	44232720	452,417.48	462,738,00
Venituri actualizate		0.00	0,00	0.00	402390.63	342228.03	348,45839	349377.61	343300.10	338.118.12
Flux de numerar net incrcm.	0.00	-26.001.89	-249,618.14	-244,417.76	132,014.79	8135934	9836431	109,99332	112360.64	115.779 46
Flux de numerar net inerent actualizat	0,00	-26,00139	-240,017,44	-225,977.96	117360.66	69,717.69	80330.90	86,92932	85,764.81	84398.92
Ajutorul comunitar		22,101.61	212,175.42	207,755.10	0.00	0.00
Ajutorul comunitar actualizat		22.101.61	204,014.83	192,08127	0.00	0.00
Flux de numer cu ajutor neart	0.00	-3,90028	-37,442.72	-36.662.66	132.014.79	8135934	98,464.81	109.99332	112360.64	115,779.46
Flux de numer actualizat cu ajutor	0.00	-3,900,28	-36.002,62	-33396.69	117360.66	69,717.69	80,930.90	86,92932	85.76431	84398.92
huicatori
VANF/K	120638222
RIRF/K	9138%
VANF/ț	820234.94
Fluxuri	0.00	-26.00	-249.62	-244.42	179,620.69	134'667.78	150.791 78	16232139	166369.45	170,902.42
VANBC	1.67529022

IV Mațe» 1 (4.0 5
Coiiuu cu tmlenile pnw *5%
An	2031	2032	2033	2034	2035	2036	2037	2038	2039	2040	2041
Ral» de actualizare 1%)	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%
Coeficient efe actualizare	07026	0.6756	0,6496	0.6246	0.6006	0.5775	05553	03339	05134	0 4936	0.4746
Costuri inwstilii (mii lei)
GielluieU fara proiect tmulml	0.00	000	000	000	D00	000	000	000	OOQ	000	OUU
Oichuteh Scenanul S2. din caic	354,542 11	361310 83	37037930	378 439 92	386,81118	395391 79	404,191 01	41331507	422,4741»	431.966 85	441,704 05
Materiipnme	264.497 59	269,784 64	275.183 46	280 68288	286.7W67	252,022 65	297,862.99	303,82069	309.901 36	316,099 38	322.42037
Operare si mentenanla _	46.636 68	48.34332	W. 13152	51.99257	53.931 86	55,953 98	58.062.66	60^61 82	62.555 55	64.948 14	67.444 08
Alte cheltuieli	43.407 83	44,177 87	44,963 32	45.764 47	46,581 65	47,415 17	48,26536	49.132 56	50.017 10	5091933	51,839.60
Cheltuieli incremental	354342J1	362310.83	37037930	378,439.92	386313.18	395391.79	404,191.01	413415.07	42247400	431,96635	441j704.05
Chdtulell Ktn>ll»te	249,09638	244,76431	24032637	236372.46	23230997	228328.91	224,432.92	220318.90	JUJitJS	213330 99	209,651.48
TOTAL CHELTUIELI incremental	354342.11	362310.83	3703^930	378,439.92	386313 l«	39539179	404.191.01	413315.07	422,474.00	43I 966JI5	441,704.05
Chelluidi totale actual Iz ale	249,09638	244)76421	24032637	23637246	23ÎJ09.97	228328.91	224,432.92	220,618 90	216JB6JJ5	213,210 99	209.651.48
Venituri fara proiect Imn lei)	UU0	0 00	000	000	000	000	DRO	000	□ m	aoa	000
Venituri Scenariul 2	47329-102	484 090 91	495.134 18	50642945	517 98246	529,799.11	541.885 41	554247 51	566.891 71	579,824.46	593.052 32
Venituri incremental	473494.02	484,090 91	495334.18	506.42945	517,982.46	529.799 11	541385.41	554347,51	566391.71	579324.46	5,3.05232
Venituri actualizate	332330.10	J27,03,30	321^29 72	31631434	311,08634	305^45.79	3 00389-73	295JI7JX	291.027.04	286317.66	281,487.79
Flux de numerar net inerem.	110,75131	121,780.08	1H3S,3!	127.98933	131,16938	134,40^32	137.694.40	141,032.44	144.41771	147357.60	15IJ48J8
Flux de numerar net inerent, actualizat	«3,43332	8237036	11.10335	79,94138	78,776,87	77^16J«	7635631	7539837	74340.19	72,986.67	T143431
Ajutorul comunitar
Ajutorul comunitar actualizat
Flux de Dumcr tu ajutor neact	118,751 91	121,780.08	12435438	127,98953	131,16928	134,40732	137,694.40	141.032.44	144.417.71	147357.60	15134020
Flux <lr nunwr actualizai cu ajutor	«3.43332	8237036	81,10335	79,941.88	78,776.87	77^16.88	76.456JI	7539837	74J40 19	72,986.67	7133631
latficatori
VANF7K
RiRF/K
VANHC
Fluxuri	175 JÎ6.09 [\| 79446 J2		184,460.66	xx. xxxxx 119035235			204,01233 [209,196.79 li 14508.52 h 19.9603? 122535715
VANOC

IVMlWil Anexa I4.lvA
Cnîțuncu maienilc pnme
An	2021	2022	21123	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030
Rata de actualizare (%)	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%
Coeficient de actualizare		1,0000	0.9615	0.9246	0.8870	03548	03219	0.7903	0.7599	0.7307
Costuri InwsUtii (nul Ici)	0,00	26,001.89	249.618.14	244,417.76	0.00	0.00
Cheltuieli fara proiect (rrai lei)		000	000	000	0.00	0.00	000	0.00	0 00	0.00
Cheltuieli Scenariu! S2. din care	0.00	000	ooo	0.00	332.81867	330225 11	337.13392	34420246	351,66281	359306.69
Mateni prime	000	ooo	ooo	ooo	255,998 57	251381 17	25620266	261,108.63	266331.27	271,65930
Operare si menlenanta	ooo	000	ooo	ooo	37.725 63	39,06268	40,455.55	41,906.72	43.41880	44.994.51
Ahe cheltuieli	000	ooo	ooo	ooo	39,09148	39,778.25	40.475 71	41 18711	41,91174	42.65288
Cheltuieli incremental		o.oo	0.00	0.00	332318.67	330J25.il	337.133.92	344202.46	351.66231	359306.69
Cheltuieli actualizate		0.00	0.00	0.00	29537439	28237730	277,09931	272,028.20	267^34.HJ	262^41.88
TOTAL CHELTUIELI intre mental	0,00	26,001.89	249,618.14	244.417.76	332318.67	33OJ25.lt	337,133,92	344202.46	351,66231	359306,69
Cheltuieli totale actualizate	0.00	26,00139	240,017.44	225,977.96	29537439	282J7730	277.09931	272,028.20	26723433	262541.88
Venituri fara proiect (nu lei)		000	000	ooo	OOO	000	000	000	o ou	0.00
Vennun Scenariul 2		ooo	000	ooo	453.197 16	400J58.39	423,953.15	442327.20	45241748	462738.00
Venituri incremental		0.00	0.00	0.00	453,197.16	40035839	423.953.15	44232720	452,417.48	462,738.00
Venituri actualizate		0.00	0.00	0.00	402390.63	342J28.03	348,45859	349577.61	343300.10	338,118 12
Flux de numerar net inerent	0.00	-26.00139	-249.618.14	-244.417.76	120J78.49	70,133.28	8631923	98,124.74	100,754.67	103,43131
Flux de numerar net inc re ni actualizat	0.00	-26,00139	-240.017.44	-225,977.96	107,016 04	59,95022	71359.08	77549.41	7656527	7557625
Ajutorul comunitar		22,101.61	212,175.42	207,755.10	0,00	0.00
Ajutorul comunitar actualizat		22.101.61	204,01433	192.08127	0.00	0.00
Hui de numer cu ajutor neact	0,00	3.90028	37342.72	-36,662.66	120378.49	70,13328	8631923	98,124.74	100,754.67	103,43131
Flux de numer actualizat cu ajutor	0.00	-3,90018	-16,002.62	-33396.69	107,016.04	59.95022	71359.08	77549.41	7656527	7557625
buficatari
VANF/K	1,072,09454
RIR17K	8436%	----
VANF7C	685,44726
Fluxuri	0.00	-26.00	-249.62	-244.42 (171.197.77		126.41139	14237757	153,746.17	157,82250	161,980.49
VANE/C	1588,785.79

9® PROARCOR

CONSULTING

IV Mal mi f 1411.6
t cslun cu rrotctnlepnme -IO*«
An	2031	2032	2033	2034	2035	2036	2037	2038	2039	2040	2041
Kala de aciuaiiiare \| % )	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%	4%
Coeficient de actualizare	0.7026	0.6756	0.6496	0.6246	0.6006	03775	0.5553	03339	0,5134	0.4936	0.4746
Costuri iumtilii (mit lei)
ChelttiJcU fam proiect (mu ici)	0.00	000	000	000	000	000	000	000	om)	000	000
Chehuwti Scenariul S2. dm cate	367.137 23	375,15772	383J83 28	391,80577	400,446 50	409297 64	418374%	427.682 72	4>UJI2I	447,019.20	457,05740
M alerti pnmc	277,09272	282.631 53	28828744	294,048 74	299,932 99	305,928 49	312.046.94	318,288.35	324,658.56	331,151 74	337,773 72
Operare si menlenanta	46.63668	48J48 32	50,132.52	51 992 57	53.931 86	55,953 98	58,062.66	60361 82	62.555.55	M.W3 14	67.444 08
Ahe cheltuieli	43,407 83	44,177 87	44.963 32	45,764.47	46,58165	47,415 17	48,265 36	49.132 56	50,017 10	50,91933	51,83960
Chdiuidi incremental	367,13733	375,157 71	38338338	391,805.77	400.44630	409397.64	418374 96	427,682,72	43733131	447,01930	457,057.40
ClirKuidi wluiliule	257,945.75	153,443.11	249,038.47	244,72073	240,49779	236359 19	232 3 08.76	22834330	224362.81	220,66135	216,938.83
TOTAL CHELTUIELI incremental	367,13733	375,157.72	38338328	391^05 77	400.446 50	409397.64	418374 96	427,682.72	437J31JI	447.0I9J0	457,057.40
Cheltuieli loiale actualizate	257,94575	253,443 11	249,038.47	244,728.73	240.497.79	236359.19	232308 76	22834330	22436231	220,66135	216,938313
Venii un fara proiect (mu lei)	000	000	oco	000	0®	0®	000	000	000	000	000
Vcn tiu tt Sccn anu 12	473 294 02	484,09091	495JÎ4 (8	506,42945	517,98246	529,799 11	541.885 41	554.247.51	566,89! 7!	579,824 46	593,052 12
Venituri incrementai	473494.02	484,090.91	495,134.18	506,429.45	517,982 46	529.799 11	541485.41	55444731	56639171	579324.46	593,05232
Venituri actualizate	332,530.10	327,034.48	321,629 72	316314 -34	311.08644	305,945 79	300489 73	295,91738	291,027.04	286317.66	281,48739
Rut de numerar net inerent	106,15679	108,93310	111,750.90	114,623 67	117,535.96	120501 48	123310,45	126364.79	129,66030	13230535	U5,9,<W
Hui de numerar net increm. actualizat	74,58435	73,59116	72,59136	71393.61	70389,05	69386 60	68380.97	67373.98	66^6433	65J56.41	64^4896
Ajutorul comunitar
Ajutorul comunitar actualizai
Flux de nuraer cu ajutor neacl.	106,156 79	108,93310	111,750.90	114,623.67	117,535.96	120301.48	123410.45	126364,79	129^6039	13UO5JS	135.994 93
FI ux de numer actualizat cu ajutor	74^8435	7349136	72^9136	71493.61	70,589.05	69.586.60	68380.97	6 7A73.98	66^6433	65J56.41	64348.96
Iade aton
VANF/k
R1RRK
VANF/C
Fluxuri	16632572 1170,563 94		174,992.62 [179,526.38		184,158 94	188,905 44	193,764.48 [198,743 45 \|203445.97 \|2O9.084^7 \|114.463J7
VANEC

Anexa 15

Anexa 15a

VANF/K	-10%	-5%	0%	5%	10%
Costuri de investitii	1.348.493.096	1.345.081.502	1.315.955.749	1.318.925.950	1.296.181.992
Costuri de operare si întreținere	1.392.977.491	1.367.323.700	1.315.955.749	1.316.016.117	1.290.362.325
Venituri din energie + operare	833.612.045	1.087.640.977	1.315.955.749	1.595.698.840	1.849.727.771
Costuri cu materiile prime	1.611.245.277	1.476.457.592	1.315.955.749	1.206.882.224	1.072.094.540

Anexa 15b

VANF/C	-10%	-5%	0%	5%	10%
Costuri de investitii	1.000.510.540	977.766.583	966.480.804	932.278.667	909.534.709
Costuri de operare si întreținere	1.006.330.207	980.676.416	966.480.804	929.368.833	903.715.042
Venituri din energie + operare	446.964 762	700.993.693	966.480.804	1.209.051.556	1.463.080.488
Costuri cu materiile prime	1.224.597.993	1.089.810.309	966.480.804	820.234.941	685.447.256

Anexa 15c

Anexa 15d
RIRF/K	-10%	-5%	0%	5%	10%
Costuri de investitii	106.26%	102.20%	104.07%	79,51%	67,02%
Costuri de operare si intretinere	100.70%	99,58%	104.07%	97,32%	96,41%
Venituri din energie + operare	90,88%	99.04%	104,07%	110,57%	121,84%
Costuri cu materiile prime	11 1.34%	105,03%	104,07%	91,58%	86.05%

VANE/C	-10%	-5%	0%	5%	10%
Costuri de investitii	1.761.838.689	1.761.816.674	1.761.794.659	1.761.772.644	1.761.750.630
Costuri de operare si întreținere	1.801.323.247	1.781.558.953	1.761.794.659	1.742.030.366	1.722.266.072
Venituri din energie + operare	1.345.383.045	1.553.721.830	1.761.794.659	1.970.399.400	2.178.738.184
Costuri cu materiile prime	1.934.803.533	1.848.299.096	1.761.794.659	1.675.290.223	1.588.785.786

Anexa 16

Variabila	Costuri de investitii	Costuri de operare si întreținere	Venituri din energie + operare	fosturi cu materiile primi
VANF/K	1.61%	1.56%	5,81%	-0,09%
VANF/C	-1.66%	-1,72%	4.07%	-3,97%
VANE	0,00%	-0,22%	2,38%	-0,98%

Anexa 17

Variabila	VANF/K	RIRF/K	VANF/C	VANE/C
Costuri de investitii	1.61 %	-9,76%	-1.66%	0,00%
Costuri de operare si întreținere	1,56%	-5,61%	-1,72%	-0,22%
Venituri din energie + operare	5,81%	-3,00%	4,07%	2,38%
Costuri cu materiile prime	-0,09%	-6,69%	-3,97%	-0,98%

Variabile critice

■ VANE «VANF/C «VANF/K

-2,00%

0,00%

2,00%

6,00%

a.oo%

Anexa 18a

Impactul variabilelor asupra RIRF/K

140,00%

120,00%

100,00%

80,00%

60,00%

40,00%

20,00%

0,00%

•Costuri de investiții * Costuri de operare st mtrettnere

Venituri dtn energie * operare —■ Costuri cu maternle prime

■10%

10%

Impactul variabilelor asupra VANF/K

2,000,000,000

j 1,800,000,000 --

1,600,000,000 ----

j 1,400,000,000

1,200,000,000 _:

j 1,000,000,000

800,000,000

600,000,000

400,000,000

200,000,000

Costuri de investitii

Costuri de operare si întreținere Custuri cu materiile prime^.

Anexa 18c

Impactul variabilelor asupra VANF/C

1.600.000,000

1,400.000.000

1.200.000.000

1.000.000.000

800.000.000

600.000.000

400.000.000

200.000.000

.țfo Costuri de girare $i intretiner$% ^^{,n en}ergie * operare

----Costuri cu materiile prime

Anexa 18d

4 ®© PROARCOR

CONSULTING

Impactul variabilelor asupra VANE/C

2.5OO.OOO.OOO

2 000.000.000

1 500 000.000

1 000.000 000

500 000 000

¹ Cosiuri de e si întreținere Ven^^ in energie ♦ operare

Costuri cu materiile pnme

Anexa 19 Analiza de suportabilitate

4 SC PROARCOR

CONSULTING

Vntt» Î9 \| Analiza de suporlabilitate
	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030	2031
Impactul proiectului pe tarife (cons. casnici)	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
Tarif (lei/MWhl	220.86	251,03	256,85	262.71	268,62	274,80	285,60	302,96	321,38	340,92	361.65
Cost total al eneniei termice (prețul de referința) lei/MWh	11.243,69	11.243.69	11.472,58	13.039,29	12.921.99	12.743,60	857,13	845.87	864.25	883,11	902,45
Gradul de acoperire al costului din tarif (%)								0.36	“ 0,37 ■	0,39	0,40
Supurtabilitatca tarifelor
Decila 1
Venit mediu pe gospodărie (lei/an)	21 221.44	22 511.71	23 880,42	25 332,35	26 872.55	28 506.40	30.239.59	32 078.16	34.028,51	36 097,45	38 292.17
Consum mediu anual agent termic/j:ospodane l MWh/an)	9.00	9.00	9.00	9.00	9.00	9.00	9.00	9.00	9.00	9 00	9,00
Valoare max apent termic pe CW	1 987 74	2 259 27	2 311.69	2 364.39	2 417.59	2 473 19	2 570.37	2 726 64	2 892 42	3 068 28	3 254 83
% max factura energie termica din venit	9,37%	10,04%	9.68%	9,33%	9,00%	8,50%	8.50%	8.50%	8,50%	8.50%	8,50%
Dccila 2
Venit mediu pe gospodărie	25 079,89	26 604,74	28 222.31	29 938.23	31 758,47	33 689,39	35 737.70	37 910.55	40 215.52	42 660,62	45 254,39
Consum max agent tcrmic/gospodar ie	9.00	9,00	9.00	9,00	9.00	9.00	9.00	9.00	9.00	9 00	9,00
Valoare max agent termic pe posp	1 987,74	2 259,27	2 311.69	2 364.39	2.417,59	2 473 19	2 570.37	2 726.64	2 892 42	3 068.28	3 254.83
% max factura energic termica din venit	7.93%	8 49%	8.19%	7,90%	7.61%	7 34%	7 19%	7.19%	7 19%	7.19%	7,19%

Auria 19

Analiza de supnrtabihtate

Impactul proiectului pe tarife (cons. casnici)	2032	2033	2034	2035	2036	2037	2038	2039	2040	2041
Impactul proiectului pe tarife (cons. casnici)	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21
Tarif (lei/MWh)	383.64	406.96	431,70	457,95	485.80	51533	546,66	579.90	615,16	652,56
Cost total al energiei termice (prețul de referința) lei/MWh	922,28	942.65	963.54	985.00	1.007,01	1.029,62	1.052,85	1.076,71	1.101,21	1.12638
Gradul de acoperire al costului din tarif (%)	42%	43%	45%	46%	48%	50%	52%	54%	56%	58%
Suporlabiiilatea tarifelor
Dcciia I
Venit mediu pe gospodărie (lei/an)	40 620.34	43.090,05	45.709.93	48.489.09	51.437,23	54.564.61	57.882.14	61.401.37	65.134,58	69.094.76
Consum mediu anual agent tcrmic/pospodane (MWh/an)	9.00	9,00	9.00	9 00	9.00	9 00	9.00	9.00	9,00	9.00
Valoare max agent termic pe eosp	3 452 73	3 662,65	3 885.34	4 121.57	4 372,16	4 637,99	4 919.98	5 219.12	5 536.44	5 873.05
% max factura energie termica din venit	8.50%	8.50%	8.50%	8.50%	8,50%	8.50%	8.50%	8,50%	8.50%	8.50%
Dccila 2
Venit mediu pe gospodărie	48 005.85	50 924,61	54 020.82	57 305,29	60 789.45	64 485,45	68 406.17	72 565,26	76.977,23	81 657 44
'X. Consum max agent termic,gospodărie	9.00	9.00	9.00	9,00	9,00	9.00	9,00	9,00	9.00	9.00
Valoare max apent termic pe jiosp.	3 452.73	3 662.65	3 885.34	4 121,57	4 372.16	4 637.99	4 919.98	5 219,12	5 536.44	5 873.05
% max factura energie termica dm venit	7 19%	7 19%	7 19%	7 19%	7,19%	7 19%	7.19%	7 19%	7.19%	7 19%

Analize de risc (Anexa 20, 21, 22, 23)

Anexa 20

Nr. crt.	Risc	Probabilitatea de apariție		Impactul		Grad de expunere al riscului
Nr. crt.	Risc	Probabilitate	Scor	Probabilitate	Scor	Probabilitate	Scor
1	Condiții meteorologice nefavorabile pentru realizarea lucrărilor de construcții (la implemnentarea proiectului)	medie	50	mic	25	mediu	37.5
	întârzieri in implementarea proiectului datorate procedurilor de achiziție: perioade prea lungi de verificare a documentelor la ANAP, clarificări, modificări, contestatii	medie	70	mediu	50	mediu	60

3	Contractarea unor executanti si prestatori incapabili sa implementeze soluțiile prevăzute in Studiul de Fezabilitate	medie	50	semnificativ	90	mediu	70
4	Modificări tehnologice (de fabricație) ale echipamentelor prevăzute in proiect	mica	20	mediu	60	mediu	40
5	Proiectarea neadaptata la condițiile specifice infrastructurii actuale si a situației din teren, ca urmare a evaluării incorecte a stării actuale a infrastructurii	mica	20	semnificativ	90	mediu	55
6	întârzieri in realizarea lucrărilor, datorita alocărilor defectuoase de resurse din partea executantului	mica	30	mediu	40	mediu	35
7	Nerespectarea specificațiilor tehnice si a standardelor de calitate in execuția lucrărilor X	mica	25	semnificativ	70	mediu	47.5
8 >	\ Vțriabilitatea calitatii materialelor cu menținerea prutului	mica	25	mediu	35	mic	30

<499 PROARCOR

CONSULTING

S ,4 r,5 x < vi	9	Indisponibilitatea temporara a unor materiale/echipamente ca urmare a creșterii cererii pe piața a materialelor de construcții	mica	30	mediu	35	mediu	32.5
	10	Apariția necesității realizării de lucrări suplimentare	medie	40	semnificativ	95	mediu	67.5
	11	Potențiale modificări ale soluțiilor tehnice, ce pot duce la anularea/diminuarea platilor din fonduri nerambursabile	mica	30	semnificativ	95	mediu	62.5
	12	Riscuri de poluare a aerului pe parcursul execuției lucrărilor	mica	5	mediu	50	mic	27.5
	13v	Neincadrarea efectuării lucrărilor de către constructor in graficul de timp aprobat si in ^cuantumul financiar stipulat in contractul de lucrări	mica	30	mediu	70	mediu	50
		Furnizarea unor dotari/echipamente neconforme	mica	10	mediu	70	mediu	40

4 9C» PROARCOR

CONSULTING

15	Modificarea cadrului legislativ, care poate afecta structura si activitatea echipei de implementare a proiectului, cheltuielile prevăzute in bugetul proiectului, etc.	mica	5	mediu	40	mic	22.5
16	Creșterea taxelor si impozitelor	mica	10	mic	20	mic	15
17	Nerespectarea clauzelor contractuale de către furnizori, prestatori, executanti, sau subcontractanti	mica	20	mediu	40	mic	30
18	Necorelarea graficului investiției cu alte proiecte de dezvoltare (ex. reparatii drumuri, apa si canalizare, etc.)	mica	5	mic	20	mic	12.5
19	Resurse financiare ale instututiei insuficiente	medie	40	semnificativ	80	mediu	60
20	Imposibilitatea asigurării resurselor umane necesare implementării proiectului	mica	30	semnificativ	90	mediu	60
21?* /	Instabilitatea angajatilor care poate afecta echipa de îțnplementare a proiectului	mica	30	mic	30	mic	30

22	indisponibilitatea/insuficienta resurselor financiare pentru acoperirea cheltuielilor eligibile ale proiectului pana la rambursare	medie	35	semnificativ	90	mediu	62.5
23	Indisponibilitatea/insuficienta resurselor financiare pentru co-finanțare si pentru acoperirea cheltuielilor neeligibile	medie	35	semnificativ	95	mediu	65
24	Întârzieri în rambursarca/plata cheltuielilor	medie	40	mediu	70	mediu	55
25	Neîncadrarea în costurile prevăzute in proiect	mica	30	mediu	70	mediu	50
26	întârzieri în desfășurarea unor activități care duc la deficit de fluxuri de numerar	medie	45	mediu	70	mediu	57.5
27	Lipsa resurselor umane corespunzător pregătite pentru implementarea proiectului	mica	20	mediu	65	mediu	42.5
T28 —	Necunoașterea legislației în domeniile vizate de proiect	mica	5	mediu	40	mic	22.5
2^ ^; j	"Riscuri de conflict în cadrul echipei de proiect	mica	15	mic	10	mie	12.5

4 9© PROARCOR

CONSULTING

30	Lipsă de comunicare, comunicare ambiguă, defectuoasă, ineficientă între membrii echipei de proiect	mica	15	mic	20	mic	17.5
31	Lipsa procedurilor și a instrucțiunilor de lucru	mica	5	mic	30	mic	17.5
32	Coordonare defectuoasă în realizarea fazelor (coordonare și monitorizare ineficienta, planificare defectuoasă)	mica	30	mediu	70	mediu	50
33	Riscuri legate de contractarea unui operator cu capacitate reala de operare a infrastructurii create	mica	30	mediu	60	mediu	45
34	Modificări tehnologice; imposibilitatea asigurării mentenantei sistemului la parametrii programati	medie	40	mediu	70	mediu	55
	Nerespectarea producției de energie calculate in ^prqiect -	medie	40	mediu	40	mediu	40

	36	STUDIU DE FEZABILITATE Sursa de producere a energiei termice și electr prin cogenerare de înaltă eficiență Implementare proiect la sursă CETH Arad Analiza Cost Beneficiu (Capitol 9) - volum 2,2 Imposibilitatea asigurării unui număr suficient de consumatori	ice mica	20	49CPR CON semnificativ	OARC SULTING 80	OR mediu	50
	37	Imposibilitatea asigurării bîomasei utilizate ca materie prima, la parametrii calitativi si cantitativi stabiliti	mica	20	semnificativ	90	mediu	55
	38	Modificări legislative care pot afecta condițiile de operare, încasările si plățile	medie	50	mediu	40	mediu	45
	39	Creșterea preturilor la materia prima, materiale si servicii necesare pentru operare	mica	30	semnificativ	75	mediu	5Z.5
	40	Imposibilitatea asigurării resurselor umane necesare operării proiectului	mica	30	semnificativ	90	mediu	60
/ r 7 .;	^41y	Insuficienta/alocarea defectuasa a resurselor financiare	mica	30	mediu	40	mediu	35
	^x 42X ■	f / ■Coordonare defectuoasă în activitatile de exploatare a investiției	mica	30	mediu	50	mediu	40

Anexa 21

Probabilitatea de apariție	Scor
Mică	0-30
Medie	31-70
Semnificativa	71-100

Anexa 22

Risc	Interpretare	Clasificare
Impact mare/ Probabilitate mare	Foarte mare Sunt cele mai mari riscuri cărora întreprinzătorii trebuie să le acorde o atenție deosebită.	A
Impact mare/ Probabilitate medie Impact mediu/ Probabilitate mare	Mare Aceste riscuri au fie o probabilitate mare de apariție, fie un impact semnificativ	B
impact mediu/ Probabilitate medie	Mediu Există o șansă medie ca riscurile un impact sesizabil să apară.	C
Impact mediu/ Probabilitate scăzută Impact scăzut/ Probabilitate medie	Mic Aceste riscuri pot apărea în unele situații și au un impact scăzut sau mediu.	D
Impact scăzut/ Probabilitate scăzută	Neglijabil Sunt riscuri cu probabilitate mică de apariție și cu un impact scăzut. De aceea pot fi neglijate.	E

	(nesemnificativ, trebuie doar notat)	(impact rezonabil, necesită monitorizare)	(va avea un impact semnificativ)
Scăzută (puțin probabil să se întâmple)	E	D	C
Medie (se poate produce la un moment dat)	D	C
Mare (probabil se va produce)	c

Anexa 24 - Analiza financiară

Anexa 24a
E.1.2 Principalele elemente si parametri utilizati in analiza financiara
	Principalele elemente si parametri		Valoare neactualizata	Valoare actualizata (NPV)
1	Perioada de referința (ani)	20	fara TVA	fara TVA
2	Rata de actualizare financiara (%)	4,0%
3	Costurile de investiție totale, fara neprevăzute (lei) neactualizate		520.037.80
4	Costurile de investiție totale, fara neprevăzute (lei) actualizate			540.839,31
5	Valoarea reziduala (lei) neactualizata		0,00
6	Valoarea reziduala (lei) actualizata			0.00
7	Venituri (lei) actualizate			5 556.869.325,01
8	Costuri operaționale (lei) actualizate			4.015.277.304,41
9	Venituri nete (lei) actualizate = (7) - (8) + (6) daca (7)>(8)			1.541.592.020.60
10	Costuri de investiție minus venituri nete (Art 55 (2)] (lei. actualizate)			-1-541.051.181,29

Anexa 24b
E.1.3 Principalele rezultate ale analizei financiare
	Principalele elemente si parametri	Fara asistenta comunitara FRR/C		Cu asistenta comunitara FRR/K
1	Rata de rentabilitate financiara IRR (%)	20.58%	(IRRF.'C)	104,07%	(IRRF/K)
2	Valoarea actualizata neta (lei)	966 480.804.48	(VANF/C) lei	1.315.955.749.23	(VANF/K}lei
3	Valoarea actualizata neta (euro)	195 248.647.37	(VANF.C)euro	265.849.646.31	(VANF/K) euro

Anexa 25 - Analiza economică

Anexa 25a

E.2.2 Beneficii si costuri economice

	Beneficii	Valoare unitara (und* m aplica)	Valoare totala (In M, ■ ut u alinta)	% din total beneficii	Valoare totala (In C, actualizata}
1	Beneficii Conversie Venit		4 166.775 697	96,74%	841.772 868,13 28.374 666,86
2	Beneficii externa litati		140.454 601	3,26%
	Costuri	Valoare unitara (undAMApNca)	Valoare totala (In M, ActutHuU)	% din total costuri
1	Costuri economice de investiție		440 297	0,02%	88.948,91
2	Costuri de operare economice		2.544 729.386	99,98%	514.086.744.73

Anexa 25b
E.2.3 Principalii indicatori ai analizei economice
	Principalii parametri si indicatori	Values
1	Rata de actualizare sociala (%)	5,00%
2	Rata de rentabilitate economica (RIRE) (%)	1577,77%
3	Valoarea actualizata neta (lei)	1.761.794.659,27
3	Valoarea actualizata neta (euro)	355.916.112,98
4	Raportul cost-beneficiu	0,59

Anexa 26a Indicatori financiari

Anexa 26a Indicatori financiari
Indicatori financiari	înainte de asistenta comunitara		După asistenta comunitara
1. Rată de rentabilitate financiară	20,58%	RIRFC	104,07%	RIRF/K
2. Valoare actualizată netă (lei)	966.480.804,48	VAN C	1,315.955.749,23	VAN/K
3. Valoare actualizată netă (euro)	195.248.647,37	VAN. C	265.849.646,31	VAN/K
4. Raportul Cost/Beneficiu	0,72	CB	0,69	C/B

Anexa 26b Indicatori economici

Anexa 26b Indicatori economici
Indicatori economici	înainte de asistenta comunitara		După asistenta comunitara
1. Rată de rentabilitate economica	1577,77%	RIREC	88,70%	RIRE/K
2. Valoare actualizată netă (lei)	1.761.794.659,27	VANE/C	1.762.077.269,27	VANE/K
3. Valoare actualizată netă (euro)	355.918.112,98	VANE/C	355.975.205,91	VANE/K
4. Raportul Cost/Beneficiu	0,59	C/B	0,66	C/B

CONSULTING

Anexa 27: Grafic eșalonare investiție

	GRAFIC DE EȘALONARE A INVESTIȚIEI Sursa «generare Arad				An
	“CONSTRUIRE SURSA NOUA*				Lună
	C ■ Consultant, AC=Autoritate Contractant Ci _____________tXrrtoflr/cogrfl	=Corii Hal Local al MunicipiuiuV EP€=			SM
Nr	Fui/llipl/Activitate/Smitd		tMllnapvn	DMifinalitare	Durată
l	consultanta Ăouane
1	Predare SF	C	24/00/2022	31/08/2022	7
2	Decizie HCL aprobare indicatori SF	CLM	03/09/2022	07/09/2022	4
II	ACHIZIȚIE PUBUCĂ
1	Elaborare. aprobare ți hcărcare DA in SEAP (CS * FOA	AC	03/09/2022	15/09/2022	12
2	Puticare anunț de participare in SEAP	AC+ANAP	15/09/2022	19/09/2022	4
3	Elaborare oferte	EPC	19/09/2022	14/11/2022	56
4	□«puncta oferte in SEAP	EPC	14/11/2022	14/11/2022	0
5	Evaluare oferte	AC	14/11/2022	02/01/2023	49
6	Ac^udecare ofertă cățbgătoare	AC	02/01/2023	23/01/2023	21
7	Semnare contract de a cheile publică	AC+EPC	23/01/2023	30/01/2023	7
III	IMPLEMENTARE PROIECT
A	Proiectare
1	Ontn începeni lucrări	EPC	02/02/2023	02/02/2023	3
2	Organizare țantier	EPC	03/01/2023	30/01/2023	27
3	Pregătire documentele tehnică obțnera auze	EPC	□2/02/2023	04/03/2023	30
4	Proiect lehrwc	EPC	00/01/1900	14/04/1900	105
4.1	Proiect tehnic obiect 1	EPC
5	Delala de execuție	EPC	00/01/1900	14/ (M/1900	105
6	Obținere autorizate de construire	EPC	14/04/1900	19/D4/1900
B	trrcuțlr luairi
1	Achiz tle livrare echipamente	EPC			lOIunl
2	Lucrări de construcți	EPC			4luni
3	Lucrări de instalați aferente construcțdor	EPC			3luni
4	Lucrări de racordun mecanice (gaz. apă. temofcare cari	EPC			3luni
5	Lucrări de instalați tehnologice mecanico	EPC			3luni
6	Lucrări de racord efeclnc de alimentare	EPC			3 luni
7	Lucrări de mlalați tehnologice electrice	EPC			3 luni
0	Lucrări de «stilați tehnologice de automatizare	EPC			3 luni
9	Recepbe ta terminarea lucrăriktr	AC+EPC			2săpt
10	Teste, probe, instruire, punere in țjncțune	EPC			3 luni
11	Recep>e la punerea h luncțune	AC*EPC			2săpt
12	Achiziției livrare echipamente	EPC			10 luni
13	Lucrări de construcți	EPC			4 luni
14	Lucrări de instalați aferente ccrtilrtrcților	EPC			3luni
15	Lucrăn de racordun mecanice (gaz, apă. temofcare can	EPC			3 luni
A— '16	Dkwări de tnsialați tehnologico mecanice	EPC			Sluni
, "17- -	Lucrări db^acord electric de aămeniere	EPC			3luni
ia	Lucră/i ds inhalați tehnologice electrice	EPC			5 luni
19	Lucrări do instalați tehnologice de automatizare	EPC			4 luni
Z20	Recepțe la tonrtnarea lucrărilor	AC*EPC			2Upt
21	Tesle. probe Un ii rwe, punere in luncțune	EPC			3lunl
22	Recepție la punerea in tincțune	AC* EPC			2s3pt

im;

lan I feb | mar | apr | mal | Iun | Iul | am | Mp | Kt I nd [

BnmEEQEEBnEEEnEEEDnBmEnEEBnEEEEDBBEDEEEnnBsmnEBEnBBE

GRAFIC DE EȘALONARE A INVESTIȚIEI Sursa cogenerare Arad

2024

"CONSTRUIRE SURSA NOUA’

Lună

ian ] feb | mar | apr | mai | Iun ( Iul ( aug [ wp 1 oct [ noi 1 des 1

c * Consultant, AC* Autoritate Contractantă CL^ConsVui local al MunrapiukiL FPC*

m .jl

ESS5E2BI

K3SKI

□1

□

E¹

□

E¹

□

i__

CONSULTANȚĂ ACHIZIȚIE

■

□

Predare SF

24/06/2022

31/06/2022

Decizie DCL aprobare indicatori SF

CLM

03/09/2022

07/09/2022

ACHtZmE PUBUCĂ

—

Elaborare aprobate $i încărcare DA ri SEAP (CS ♦ EDA

03/09/2022

15/09/2022

Pitei ic are anunț de participare în SEAP

AC+ANAP

1S.W2O22

19/09/2022

Elatxxare oferte

EPC

19/09/2022

14/11/2022

•*

Depunere oferte ut SEAP

EPC

14/11/2022

Eșuare oferte

14/11/2022

02/01/2023

Achiesare ofertă câștigătoare

02/01/2023

23/01/2023

Semnare contract ite achiziție publfcâ

AC*EPC

23/01/2023

30/01/2023

■

IMPLEMENTARE PROIECT

A -

r ^J

O»t»n începere lucrau

EPC

02/02/2023

Organz^e sanhei

EPC

03/01/2023

30/01/2023

Ptegălite docimentatie tehnică rjijțnete mize

EPC

02/02/2023

04/03/2023

Proiect tehnic

EPC

00/01/1900

14/04/1900

1CK

' 4 1

Proiect tehnic obiect 1

EPC

Detalii cte execute

Otțncru atuonzațe de construre <

Execuție lucrări ,

Achiziție Ji livrare echipamente

EPC

__EPC

EPC

00/01/1900

14/04/1900

19/04/1900

105

10 luni

—

Lucrări de construcți

EPC

4 luni

lucrân cte instalați aferente cofUtrucților

EPC

3lum

•1

Lucrări cte racorduri mec an ce (gaz apă lemoficara cari

EPC

3 luni

Lucrân cte iM’.uIbîi tehnologice mecniMce

EPC

3lunt

: ^c

Lucrări cte racord electric da aîimeniare

EPC

3 luni

Lucrăn de instalați tehnoiogcu electrice

EPC

3 luni

LiXfftri <te instalați tehnologice <te autcruatizaru

EPC

3 luni

Recepție la temioarea loc ren lor

AC*EPC

Zsâpt

—

Recupțe la punerea in fencțitee

AdHbtle și livrare echipamente

AC*EPC EPC

3 (uni

2 săot io lum

■

□

■

□

■

□

■

■ s

■

□

■ ■

■

■ I

■ c

■ ■

■

LI ■ D

■ ■ E

n ■ ■

■ ■ □

■ ■ II

■ □ E

■ ■ II

■ ■

■

■ :

■ ■ 11

Lucrări de constructi

EPC

4 luni

□

■

Lucrăn de instalați aferente construcțikx

EPC

3 luni

■

Oui-

' 17Z.

/ rg

\ 2Q

LnțrSt^a racorduri mecanice (gaz apă temoâcare cari CHcfarpteTnitaiați tehnologie mecarvcu LucriA^ ra^rd electnc <te ah merit are Lucrăn ik(v*td|ațj lehnoiugice otettnce uct&Vjfe ^'la^ițj lehnoiogice de but orii atlzae Rttee^țe 1wn|narea lucrărilor |

EPC

AC’EPC

—

aluni 5lum

3 luni 5 luni

4 luni

2 lipi

1 ■ A

II II

II ■

1 ■

□

c ■

■

Țes Iu prg^iipiruue. punere In fctecțune

EPC

3 luni

Recep^Li purtarea in tencțurw

AC*EPC

2$ăpt

Anexa 28: Deviz general scenariu S1

Nr. Crt.	Denumirea capitolelor și subcapitolelor de cheltuieli	Cotă	Valoare (fără TVA)	Valoare TVA	Valoare (cu TVA)
Nr. Crt.	Denumirea capitolelor și subcapitolelor de cheltuieli	Cotă	lei	lei	lei
I	2	2a	3	4	5
CAPITOLUL 1	1 C heltuieli pentru Obținerea și Amenajarea terenului
1.1	i Obținerea terenului		0,00	0,00	0,00
1.2	Amenajarea terenului		24.974.136,00	4.745.085,84	29.719.221,84
1.3	Amenajări pentru protecția mediului și aducerea terenului la starea inițială		102.465,00	19.468,35	121.9333®
1.4	Cheltuieli pentru relocarea/protecția utilităților		409.860,00	77.873,40	487.733,40
	Total capitol 1		25.486.461,00	4.842.427,59	30.328.888,59
CAPITOLUL 2	Cheltuieli pentru Asigurarea utilităților necesare obiectivului de investiții
2.1	Asigurarea utilităților necesare obiectivului de investiții		0,00	0,00	0,00
	Total capitol 2		0,00	0,00	0,00
CAPITOLUL 3	C heltuieli pentru Proiectare și Asistență tehnică
3.1	Studii		212.850,00	40.441,50	253.291,^
3.1.1	Studii de teren		123.750,00	23.512,50	147.262,50
3.1.1.1	Studiu topografic		59.400,00	11.286,00	70.686,00
3.1.1.2	Studiu geotehnic		59.400,00	11.286,00	70.686,00
3 1.1.3	Studiu hidrologic		4.950,00	940,50	5.890,50
3.1.2	Raport privind impactul asupra mediului		89.100.00	16.929,00	106.029,00
3.1.3	Alte studii specifice		0,00	0,00	0,00
3.2	Documentații-suport și cheltuieli pentru obținerea de avize, acorduri și autorizații, asigurate de investitor achizitor în faza de studii (3 5 2. 3 5.3)		29.000,00	5.510,00	34.510,00
				--VA—A	A .-.q A ——

3.3	Expertizare tehnică	118.800,00	22.572,00	141.372,00
3.4	Certificarea performanței energetice și auditul energetic al clădirilor	0,00	0,00	0,00
3.5	Proiectare	4.857.250,00	922.877,50	5.780.127,50
3.5.1	Temă de proiectare (TP)	0,00	0,00	0,00
3.5.2	Studiu de prefezabilitate (SPF)	0,00	0,00	0,00
3.5.3	Studiu de fezabilitate (SF) / Documentație de avizare lucrări de intervenție (DALI) + Deviz general (DG)	130.000,00	24.700,00	154.700,00
3.5.4	Documentațiile tehnice necesare în vederea Obținerii avizelor, acordurilor și autorizațiilor (DTA), asigurate de contractor prin proiectant general în faza de proiectare a implementării	356.400,00	67.716,00	424.116,00
3.5.5	Verificarea tehnică de calitate a Proiectului tehnic și a Detaliilor de execuție (VP PTE)	39.600,00	7.524,00	47.124,00
3.5.6	Proiect tehnic și Detalii de execuție (PTE. sau PT+DE)	4.331.250,00	822.937,50	5.154.187,50
3.6	Organizarea procedurilor de achiziție	119.000,00	22.610,00	141.610,00
3.7	Consultanță	208.095,00	39.538,05	247.633,05
3.7.1	Serv icii de consultanță la elaborarea cererii de finanțare și a tuturor studiilor necesare	130.000,00	24.700,00	154.700,00
3.7.2	Managementul de proiect pentru obiectixul de investiții, asigurat de investitor'achizitor	62.750,00	11.922,50	74.672,50
3.7.3	Auditul financiar	15.345,00	2.915,55	18.260,55
3.8	Asistență tehnică	549.450,00	104.395,50	653.845,50
3.8.1	Asistență tehnică din partea proiectantului	267.300,00	50.787,00	318.087,00
3.8 j.l	AMMeiifa tehnica din partea proiectantului, pe perioada de execuție a lucrurilor	207.900,00 1 .		247.401,00

3.8.1.2	[Asistență tehnică din partea proiectantului, pentru participarea proiectantului la fazele incluse în programul de control al lucrărilor de execuție, avizat de către Inspectoratul de Stat în Construcții	59.400,00	^: 11.286,00	70.686,00 -
3.8.2	Dirigenție de șantier	282.150,00	53.608,50	335.758,50
	Total capitol 3	6.094.445,00	1.157.944,55	7.252.389,55
CAPITOLUL 4	Cheltuieli pentru investiția de bază
4.1	Construcții și instalații	48.403.700,73	9.196.703,14	57.600.403,87
4.1.01	Obiect 1 - MT : Instalație de cogenerare de înaltă eficiență cu motoare termice pe gaz natural	8.381.978,55	1.592.575,92	9.974.554,
4.1.02	Obiect 2 - CB : Centrală pe biomasă cu instalație de cogenerare	9.864.647,10	1.874.282,95	11.738.930,05
4.1.03	Obiect 3 - CA : Cazane de apă caldă	5.424.210,00	1.030.599,90	6.454.809,90
4.1.04	Obiect 4 - AC : Acumulator de căldură	3.036.379,50	576.912,11	3.613.291,61
4.1.05	Obiect 5 - SP : Stație de pompare	4.310.361,00	818.968,59	5.129.329,59
4.1.06	Obiect 6 - DT : Degazor termic	0,00	0,00	0,00
4.1.07	Obiect 7 - SE : Stație electrică și sistem de conducere	8.197.883,10	1.557.597,79	9.755.480,89
4.1.08 i	Obiect 8 - SG : Lucrări generale, demolări, rețele și racorduri în incintă	9.188.241,48	1.745.765,88	10.934.007,
4.2	Montaj utilaje, echipamente tehnologice și funcționale	98.141.423,49	18.646.870,46	116.788.293,95
4.2.01 1	Obiect 1 - MT : Instalație de cogenerare de înaltă eficiență cu motoare termice pe gaz natural	13.919.118,84	2.644.632,58	16.563.751,42
4.2.02	Obiect 2 - CB : Centrală pe biomasă cu instalație de co generare	13.400.372,70	2.546.070,81	15.946.443,51
4.2.03	Obiect 3 - CA : Cazane de apă caldă	7.065.135,00	1.342.375,65	8.407.510,65
4.2 04	Obiect 4 - AC : Acumulal^r^kr' căldură \	6.571.422,00	1.248.570,18	7.819.992,18

4.2.05	Obiect 5 - SP : Stație de pompare	8.168.509,80		1.552.016,86	9.720.526,66
4.2.06	Obiect 6 - DT : Degazor termic	464.508,00		88.256,52	552.764,52
4.2.07	\| Obiect 7 - SE : Stație electrică și sistem de conducere	23.602.539,51		4.484.482,51	28.087.022,02
4.2.08	Obiect 8 - SG : Lucrări generale. ¹ demolări, rețele și racorduri în incintă	24.949.817,64		\| 4.740.465,35	29.690.282,99
4.3	Utilaje, echipamente tehnologice și funcționale care necesită montaj	156.664.648,80		29.766.283.27	186.430.932.07
4.3.01	Obiect 1 - MT : Instalație de cogenerare de înaltă eficiență cu motoare termice pe gaz natural	64.441.946,25		12.243.969,79	76.685.916,04
4.3.02	Obiect 2 - CB : Centrală pe biomasă cu instalație de cogenerare	41.514.165,00		7.887.691.35	49.401.856,35
4.3.03	Obiect 3 - CA : Cazane de apă caldă	41.514.165,00		7.887.691,35	49.401.856,35
4.3.04	Obiect 4 - AC : Acumulator de căldură	16.212.012,30		3.080.282,34	19.292.294,64
4.3.05	Obiect 5 - SP : Stație de pompare	12.260.278,80		2.329.452,97	14.589.731,77
4.3.06	Obiect 6 - DT : Degazor termic	752.776,20		143.027,48	895.803,68
4.3.07	Obiect 7 - SE : Stație electrică și sistem de conducere	29.415.447,27		5.588.934,98	35.004.382,25
1" 4.3.08	Obiect 8 - SG : Lucrări generale, demolări, rețele și racorduri în incintă	503.444,70		95.654,49	599.099,19
4.4	Utilaje, echipamente tehnologice și funcționale care nu necesită montaj și echipamente de transport	1.523.996,10 _____________.___________________________		289.559,26	1.813.555,36
4.4.02	Obiect 2 - CB : Centrală pe biomasă cu instalație de cogenerare	]	.523.996.10 ¹ —1	289.559,26	1.813.555,36
4,5 _	.Dotări—	0,00		„Q,00_	-0,00-
4.6	Active necorporale	0,00		0,00	0,00
	Total capitol 4	485.500304,52		92.245.057,86	577.745362,38
CAPITOLUL Alte cheltuieli ___ ........ ’ ..... . . / s		\
5.1 Organizare de șantier			.366.941,50	449.718,89	2.816.660,39

5.1.1	Lucrări de construcții și instalații aferente organizării de șantier 1___________1_______________________		136.620,00	¹ 25.957,80	162.577,80
5.1.2	Cheltuieli conexe organizării . șantierului		2.230.321,50	423.761,09	2.654.082,59
5.2 1	Comisioane, cote, taxe, costul creditului		1.023.830,93	0,00	1.023.830,93
5.2.1	Comisioanele și dobânzile aferente creditului băncii finanțatoare		0,00	0,00	0,00
5.2.2	Cota aferentă ISC pentru controlul calității lucrărilor de construcții și instalații (procent din valoarea cheltuielilor 4.1 și 5.1.1)	0,50%	242.701,60	0,00	242.701,60
5.2.3	Cota aferentă ISC pentru controlul statului în amenajarea teritoriului, urbanism și pentru autorizarea lucrărilor de construcții și instalații (procent din valoarea cheltuielilor 4.1)	0,10%	48.403,70	0,00	48.403,70
5.2.4	Cota aferentă Casei Sociale a Constructorilor, din valoarea lucrărilor de construcții, instalații și montaj (procent din valoarea cheltuielilor 4.1 și 4.2)	0,50%	732.725,62	0,00	732.725,62
5.2.5	Taxe pentru avize conforme, acorduri și autorizații de construire și.sau desființare		0,00	0,00	0,00
5.3	Cheltuieli diverse și neprevăzute(procent din valoarea cheltuielilor 1.2,1.3, 1.4, 2.1,3.1,33,3.5.4,3.5.5, 3.5.6,3.8.1, 4, 5.1,6)	5,00%	25.999.699,18	4.939.942,84	30.939.642,02
5.4	Cheltuieli pentru informare și		35.000,00	6.650,00	41.650,00
	publicitate
	Total capitol 5		29.425.471,60 ,	5396311,73	34.821.783,33
CAPITOLUL 6	C heltuieli pentru instruire, probe tehnologice și te>hr			i r • 3
6.1	Pregătirea personajulufde''^ exploatare 1 y ■ S .x	\ x«. \ r । \|	166.468,50	31.629,02	198.097,52
6.2	Probe tehnologice^i^ste^		1.147.608,00	218.045,52	1.365.653,52

Total capitol 6

1.314.076,50

249.674,54

1.563,751,04

TOTAL DEVIZ GENER\L

547.ă20.75>i.62

103.891.41636

651 "12.174,88

1.2 + 13 + 1.4 + 2.1+ 4.1 +

4.2+5.1.1

din care: TOTAL LUCRĂRI "C+M"

172.168,205,22

32.711.958,99

—

204.880.164,21

-----...

Anexa 29: Deviz general Scenariu S2

Nr. Crt.	Denumirea capitolelor și s cheltuieli	ubcapitolelor de	Cotă	Valoare (fără TVA)	Valoare TVA	Valoare (cu TVA)
Nr. Crt.	Denumirea capitolelor și s cheltuieli	ubcapitolelor de	Cotă	lei	lei	lei
1	2		2a	3	4	5
CAPIT 1	Cheltuieli pentru Obținerea și Amenajarea terenului . - - -
1.1	Obținerea terenului			0,00	0,00	0,00
1.2	Amenajarea terenului			24.974.136,00	4.745.085,84	29.719.221,84
1.3	Amenajări pentru protecția mediului și aducerea terenului la starea inițială			102.465,00	19.468,35	121.93335
1.4	Cheltuieli pentru rclocarea/protccția utilităților			409.860,00	77.873,40	_ 487.733,40
	Total capitol 1			25.486.461,00	4.842.427,59	30.328.88839
CAPIT 2	Cheltuieli pentru Asigurarea utilităților necesare obiectivului de investiții
2.1	Asigurarea utilităților necesare obiectivului de investiții			0,00	0,00	0,00
	Total capitol 2			0,00	0,00	0,00
CAPIT 3	Cheltuieli pentru Proiectare și Asistență tehnică					•
3.1	Studii			212.850,00	40.441,50	253.291,50
3.1.1	Studii de teren			123.750,00	23 512,50	147.262,50
3.1.1.1	Studiu topografic			59.400,00	11.286,00	70 686,00
3.1.1.2	Studiu geotehnic			59.400,00	11.286,00	70 68^
3.1.1.3	Studiu hidrologic			4.950,00	940,50	5.890.50
3.1.2	Raport privind impactul asupra mediului			89.100,00	16.929,00	106.029,00
3.1.3	Alte studii specifice			0,00	0,00	0.00
3.2	Documentații-suport și cheltuieli pentru obținerea de avize, acorduri și autorizații, asigurate de investitor/achizitor în faza de studii (3.5.2, 3.5.3)			29.000,00	5.510,00	34.510,00
3.3	Expertizare tehnică			118.800,00	22.572,00	141.372,00
3.4	Certificarea performanței energetice și auditul energetic al clădirilor __			0,00	0,00	0,00
3.5	Proiectare			4.857.250,00 ।	922.877,50	5.780.127,50
3.5.1	Temă de proiectare (I P)	। °’⁰⁰			0,00	0,00
3.5.2	Studiu de prefezabilitalc (SPFl	■---------------------------------------------------------------		0.00	0_;00	0,00

3.5.3	\| Studiu de fezabilitate (SF) / Documentație de avizare lucrări de intervenție (DALI) + Deviz general (DG)	130.000,00	24.700,00	154.700,00
3.5.4	Documentațiile tehnice necesare în vederea Obținerii avizelor, acordurilor și autorizațiilor (DTA), asigurate de contractor prin proiectant general în faza de proiectare a implementării	356.400,00	67.716,00	1 424.116,00
3.5.5	Verificarea tehnică de calitate a Proiectului tehnic și a Detaliilor de execuție (VP PTE)	39.600,00	7.524,00	47.124,00
3.5.6	Proiect tehnic și Detalii de execuție (PTE, sau PT+DE)	4.331.250,00	822,937,50	5.154.187,50
3.6	Organizarea procedurilor de achiziție	119.000,00	22.610,00	141.610,00
3.7	Consultanță	318.595,00	60.533,05	379.128,05
3.7.1	Servicii de consultanță la elaborarea cererii de finanțare și a tuturor studiilor necesare	130.000,00	24.700,00	154.700,00
3.7.2	Managementul de proiect pentru obiectivul de investiții, asigurat de investitor/achizitor	173.250,00	32.917,50	206.167,50
3.7.3	Audi tul financiar	15.345,00	2.915,55	18.260,55
3.8	Asistență tehnică	1.266.050,00	240.549,50	1.506.599,50
3.8.1	Asistență tehnică din partea proiectantului	267.300,00	50.787,00	318.087,00
3.8.1.1	Asistență tehnică din partea proiectantului, pe perioada de execuție a lucrărilor	207.900,00	39.501.00	247.401,00
3.8.1.2	Asistență tehnică din partea proiectantului, pentru participarea proiectantului la fazele incluse în programul de control al lucrărilor de execuție, avizat de către Inspectoratul de Stat în Construcții	59.400,00	11.286,00	70.686,00
3.8.2	Dirigenție de șantier	998.750,00	189.762,50	1.188.512,50
	Total capitol 3	6.921.545,00	1.315.093,55	8.236.638,55
CAPIT 4	Cheltuieli pentru investiția de bază
4.1	Construcții și instalații	46.061.145,90	8.751.617,72	54.812.763,62
4.1.01	Obiect 1 - MT : Instalație de cogenerare de înaltă eficiență cu motoare termice pe gaz natural	7.619.980,50	1.447.796,30	9.067.776,80
4.1.02	Obiect 2 - CB : Centrală pe biomasă cu instalație de cogenerare	9.864.647,10	1.874.282,95	11.738.930,05
4.1.03	Obiect 3 - CA : Cazane de apă caldă -	5.424.210,00	1.030.599,90	6.454.809,90
4.1.04	Obiect 4 - AC : Acumulator de-iă\|dura 4. #\	3.036.379,50	576.912,11	3.613.291,61
4.1.05	Obiect 5 - SP : Stație de pompare ' \	4.310.361,00	818.968,59	5.129.329,59

ȘA

4.1.06	Obiect 6 - DT : Degazor termic			0,00	0,00	0,00
4.1.07	Obiect 7 - SE : Stație electrică și sistem de conducere			7.452.621,00	1.415.997,99	8.868.618,99
4.1.08	Obiect 8 - SG : Lucrări generale, demolări, rețele și racorduri în incintă			8.352,946,80	1.587.059,89	9.940.006,69
4.2	Montaj utilaje, echipamente tehnologice și funcționale			92.462.198,40	17.567.817,70	110.030.016,10
4.2.01	Obiect 1 - MT : Instalație de cogenerare de înaltă eficiență cu motoare termice pe gaz natural			12.653.744,40	2.404.211,44	15.057.955,84
4.2.02	Obiect 2 - CB : Centrală pe biomasă cu instalație de cogenerare			13.400.372,70	2.546.070,81	15.946.443,51
4.2.03	Obiect 3 - CA : Cazane de apă caldă			7.065.135,00	1.342.375,65	8.407.510,65
4.2.04	Obiect 4 - AC : Acumulator de căldură			6.571.422,00	1.248.570,18	7.819.992,18
4.2.05	Obiect 5 - SP : Stație de pompare			8.168.509,80	1.552.016,86	9.720.526,66
4.2.06	Obiect 6 - DT : Degazor termic			464.508,00	88.256,52	552.764,52
4.2.07	Obiect 7 - SE : Stație electrică și sistem de conducere			21.456.854,10	4.076,802,28	25.533.656,38
4.2.08	Obiect 8 - SG : Lucrări generale, demolări, rețele și racorduri în incintă			22.681.652,40	4.309.513,96	26.991.166,36
4.3	Utilaje, echipamente tehnologice și funcționale care necesită montaj			319.044.820,05	60.618.515,81	379.663335,86
4.3.01	Obiect 1 - MT : Instalație de cogenerare de înaltă eficiență cu motoare termice pe gaz natural			156.664.648,80	29.766.283,27	186.430.932,07
4.3.02	Obiect 2 - CB : Centrală pe biomasă cu instalație de cogenerare			64.441.946,25	12.243.969,79	76.685.916,04
4.3.03	Obiect 3 - CA : Cazane de apă caldă			41.514.165,00	7.887.691,35	49.401.856,35
4.3.04	Obiect 4 - AC : Acumulator de căldură			16.212.012,30	3.080.282,34	19.292.294,64
4.3.05	Obiect 5 - SP : Stație de pompare			12.260,278,80	2.329.452,97	14.589.731,77
4.3.06	Obiect 6 - DT : Degazor termic			752.776,20	143.027,48	895.803,68
4.3.07	Obiect 7 - SE : Stație electrică și sistem de conducere			26.741.315,70	5.080.849,98	31.822.165,68
4.3.08	Obiect 8 - SG : Lucrări generale, demolări, rețele și racorduri în incintă			457.677,00	86.958,63	544.635,63
4.4	Utilaje, echipamente tehnologice și funcționale care nu necesită montaj și echipamente de transport			1.523.996,10	289.559,26	1,813.55536
4.4.02	Obiect 2 - CB : Centrală pe biomăsă cu instalație . ZA**’ de cogenerare			1.523.996,10	289.559,26	1.813.555,36
4.5	Dotări	L L-a	.V 5 fi	0,00	0,00	0,00

4.6	Active necorporale		0,00	0,00	0,00
	Total capitol 4		459.092.160,45	87.227.510,49	546319.670,94
CAPIT 5	Alte cheltuieli
5.1	Organizare de șantier		2.366.941,50	449.718,89	2.816.660,39
5.1.1	Lucrări de construcții și instalații aferente organizării de șantier		136.620,00	25.957,80	162.577,80
5.1.2	Cheltuieli conexe organizării șantierului		2.230.321,50	423.761,09	2.654.082,59
5.2	Comisioane, cote, taxe, costul creditului		969.666,70	0,00	969.666,70
5.2.1	Comisioanele și dobânzile aferente creditului băncii finanțatoare		0,00	0,00	0,00
5.2.2	Cota aferentă ISC pentru controlul calității lucrărilor de construcții și instalații (procent din valoarea cheltuielilor 4.1 și 5.1.1)	0,50%	230.988,83	0,00	230.988,83
5.2.3	Cota aferentă ISC pentru controlul statului în amenajarea teritoriului, urbanism și pentru autorizarea lucrărilor de construcții și instalații (procent din valoarea cheltuielilor 4.1)	0,10%	46.061,15	0,00	46.061,15
5.2.4	Cota aferentă Casei Sociale a Constructorilor, din valoarea lucrărilor de construcții, instalații și montaj (procent din valoarea cheltuielilor 4.1 și 4.2)	0,50%	692.616,72	0,00	692.616,72
5.2.5	Taxe pentru avize conforme, acorduri și autorizații de construire și/sau desființare		0,00	0,00	0,00
5.3	Cheltuieli diverse și neprevăzute (procent din valoarea cheltuielilor 1.2,1.3,1.4, 2.1,3.1,3.3, 3.5.4,3.5.5, 3.5.6,3.8.1,4,5.1, 6)	4,83%	23.852.180,18	4.531.914,23	28384.094,41
5.4	Cheltuieli pentru informare și publicitate		35.000,00	6.650,00	41.650,00
	Total capitol 5		27.223.78838	4.988.283,12	32.212.07130
CAPIT 6	Cheltuieli pentru instruire, probe tehnologice și teste
6.1	Pregătirea personalului de exploatare		166.232,79	31.584,23	197.817,01
6.2	Probe tehnologice și teste		1.147.608,00	218.045,52	1365.653,52
	Total capitol 6		1313.840,79	249.629,75	1.563.470,53
	TOTAL DEVIZ GENERAL		520.037795 62 -	98.622.944,49	618.660.740,11

1.2 +
1.3 +
1.4 +

2.1 +

4.1 +

din care: TOTAL LUCRĂRI "C+M"

164.146.42530

31.187.820,81

195334.246,11

4.2 +

5.1.1

Anexa 30 Date SACET

SACET Arad
Perioada	Cantitate de energie termică vanduta	Cantitate de energie termică pierduta în rețele termice	Cantitate de energie termică pierduta în rețele termice	Cantitate de energie termică produsa în SACET
Perioada	MWh/an	MWh/an	%	MWh/an
2021	184,419	134,244	42.13%	318,679
2022	184,419	134,259	42.13%	318,679
2023	207,141	111,538	35.00%	318,679
2024	223,075	95,604	30.00%	318,679
2025	239,009	79,670	25.00%	318,679
2026	254,943	63,736	20.00%	318,679
2027	270,877	47,802	15.00%	318,679
2028	280,437	38,241	12.00%	318,679
2029	280,437	38,241	12.00%	318,679
2030	280,437	38,241	12.00%	318,679
2031	280,437	38,241	12.00%	318,679
2032	280,437	38,241	12.00%	318,679
2033	280,437	38,241	12.00%	318,679
2034	280,437	38,241	12.00%	318,679
2035	280,437	38,241	12.00%	318,679
2036	280,437	38,241	12.00%	318,679
2037	280,437	38,241	12.00%	318,679
2038	280,437	38,241	12.00%	318,679
2039	280,437	38,241	12.00%	318,679
2040	280,437	38,241	12.00%	318,679

Anexa 31 Date Devize pe obiect

DEVIZE PE OBIECT - CHELTUIELI PENTRU INVESTIȚIA DE BAZĂ (CAP.4)
	SCENARIU 1		SCENARIU 2
Denumire obiect	Cheltuieli pentru investiția de bază	Cheltuieli pentru investiția de bază	Cheltuieli pentru investiția de bază	Cheltuieli pentru investiția de bază
Obiect 1 - MT: Instalare de cogenerare de înaltă eficientă cu motoare termice pe gaz natural	39.319.639 €	194.632.211 RON	35.745.126 €	176.938.374 RON
Obiect 2 - CB : Centrală pe biomasă cu instalație de cogenerare	18.026.457 €	89.230.962 RON	18.026.457 €	89.230.962 RON
Obiect 3 - CA : Cazane de apă caldă	10.909.800 €	54.003.510 RON	10.909.800 €	54.003.510 RON
Obiect 4 - AC : Acumulator de căldură	5.216.124 €	25.819.814 RON	5.216.124 €	25.819.814 RON
Obiect 5 - SP : Stație de pompare	4.997.808 €	24.739.150 RON	4.997.808 €	24.739.150 RON
Obiect 6 - DT: Degazor termic	245.916 €	1.217.284 RON	245.916 €	1.217.284 RON
Obiect 7 - SE . Stație electrică și sistem de conducere	12.366.842 €	61.215.870 RON	11.242.584 €	55.650.791 RON — - , - .
Obiect 8 - SG: Servicii generale, demolări, rețele și racorduri în incintă	6.998.284 €	34.641.504 RON	6.362.076 €	31.492.276 RON
TOTAL INVESTIȚIE DE BAZĂ	98.080.870 €	485.500.305 RON	92.745.891 €	459.092.160 RON

Anexa 32

Anexa 32 Centralizator Deviz general SI/S2

CENTRALIZATOR DEVIZ GENERAL S1+S2

	SCENARIU 1		SCEN	ARIU 2
Cheltuieli pentru Obținerea și Amenajarea terenului	5.148.780 €	25.486.461 RON	5.148.780 €	25.486.461 RON
Cheltuieli pentru Asigurarea utilităților necesare obiectivului de investiții	- €	-RON	- €	-RON
Cheltuieli pentru Proiectare și Asistență tehnică	1.231.201 €	6.094.445 RON	1.231.201 €	6.094.445 RON
Cheltuieli pentru investiția de bază	98.080.870 €	485.500.305 RON	92.745.891 €	459.092.160 RON
Alte cheltuieli	5.944.540 €	29.425.472 RON	5.666.799 €	28.050.653 RON
Cheltuieli pentru instruire, probe tehnologice și teste	265.470 €	1.314.077 RON	265.470 €	1.314.077 RON
	110.670.860 €	547.820.759 RON	105.058.141 €	520.037.796 RON

Anexa 33 Date Finanțare PNRR

A'h cri	Surse de finanțare	Valoare lei
I.	Valoarea totala a proiectului, din care:	520.037.796
La.	Valoarea neeligibila a proiectului	36209250
I.b.	Valoarea eligibila a proiectului	483.828.546
I.c.	TVA	98.807.181
II.	Contribuția proprie in proiect, din care:	36209250
II. a.	Contribuția solicitantului la cheltuielile eligibile	0
Il.b.	Contribuția solicitantului la cheltuielile neeligibile	36209250
II.c.	Autofinanțarea proiectului	0
Il.d.	TVA	6879757
III.	Asistenta financiara neratnbursabila solicitata	483.828.546

Anexa 34 Tabel eficientă - indicatori de emisii

	UM/AN	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030
Emisii CO2
S2	tCO2	0	0	0	98362	95430	95313	95197	95197	95197
SR+prod.separata energie	tCO2	0	0	0	153158	148942	148773	148607	148607	148607
Reduceri	tCO2	0	0	0	54796	53512	53460	53409	53409	53409
Emisii NOx
S2	kg NOx	0	0	0	83831	81612	81524	81436	81436	81436
SR+prod.separata energie	kg NOx	0	0	0	85376	83685	83617	83550	83550	83550
Reduceri	kg NOx	0	0	0	1545	2073	2094	2115	2115	2115
Energie primara Consum
S2	tep	0	0	0	48271	46993	46942	46891	46891	46891
SR+prod.separata energie	tep	0	0	0	63425	61631	61559	61488	61488	61488
Reduceri	tep	0	0	0	15155	14638	14617	14596	14596	14596
Emisii GES
S2	techCO2	0	0	0	123176	119588	119444	119302	119302	119302
SR+prod.separata energie	t ech CO2	0	0	0	178514	173797	173608	173421	173421	173421
Reduceri	tech CO2	0	0	0	42870	41743	41698	41653	41653	41653

	UM/AN	2031	2032	2033	2034	2035	2036	2037	2038	2039	2040	2041	Total
Emisii CO2													20 ani
S2	tC02	95197	95197	95197	95197	95197	95197	95197	95197	95197	95197	95197	1832394 84
SR+prud.separata energie	tC02	148607	148607	148607	148607	148607	148607	148607	148607	148607	148607	148607	2531364
Reduceri	tC02	53409	53409	53409	53409	53409	53409	53409	53409	53409	53409	53409	4363759
Emisii NOx
S2	kg NOx	81436	81436	81436	81436	81436	81436	81436	81436	81436	81436	81436	1387068
SR+prod.separata energie	kg NOx	83550	83550	83550	83550	83550	83550	83550	83550	83550	83550	83550	1422385
Reduceri	kgNOx	2115	2115	2115	2115	2115	2115	2115	2115	2115	2115	2115	2809453
Energie primara Consum
S2	tep	46891	46891	46891	46891	46891	46891	46891	46891	46891	46891	46891	798685
SR+prad separata energie	tep	61488	61488	61488	61488	61488	61488	61488	61488	61488	61488	61488	1047444
Reduceri	tep	14596	14596	14596	14596	14596	14596	14596	14596	14596	14596	14596	1846129
Emisii GES
S2	techCO2	119302	119302	119302	119302	119302	119302	119302	119302	119302	119302	119302	2244354
SR+prod.separata energie	techC02	173421	173421	173421	173421	173421	173421	173421	173421	173421	173421	173421	2953813
'"S. Reducen	techCO2	41653	41653	41653	41653	41653	41653	41653	41653	41653	41653	41653	5198167

Anexa 35 Cheltuieli de investiție Scenariu S1

Cheltuieli de investiție Scenariu SI	Valoare (fără TVA)	Valoare TVA	Valoare (cu TVA)
Cheltuieli de investiție Scenariu SI	lei	lei	lei
TOTAL DEVIZ GENERAL	547.820.758,62	103.891.416,26	651.712.174,88
din care: "C+M"	172.168.205,22	32.711.958,99	204.880.164,21

Anexa 36 Cheltuieli de investiție Scenariu S2

Cheltuieli de investiție Scenariu S2

Valoare (tară TVA)

Valoare TVA

Valoare (cu TVA)

PROARCOR

CONSULTING

	lei	lei	lei
TOTAL DEVIZ GENERAL	520.037.795,62	98.622.944,50	618.660.740,11
din care: "C+M"	164.146.425,30	31.187.820,81	195.334.246,11

Anexa 37 Praguri emisii PNRR

Anexa 37

	UM/AN	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030	2031
Consum gaz natural	MWh	0	0	0	495.855,78	481341,1	480760,5	480185,8	480185,8	480185,8	480185,8
Energia produsa	MWh	0	0	0	517344,12	506281,4	505838,9	505400,9	505400,9	505400,9	505400,9
0
Anexa 37	tCO2	0	0	0	98362	95430	95313	95197	95197	95197	95197
Energia produsa
Emisii CO2	kgNOx	0	0	0	83831	81612	81524	81436	81436	81436	81436
S2
Energie primara Consum	tep	0	0	0	48271	46993	46942	46891	46891	46891	46891
S2
Prag PNRR 250gCO2eq/kWh	tech CO2	0	0	0	123176	119588	119444	119302	119302	119302	119302
Prag PNRR 250gCO2eq/kWh	t ech CO2	0	0	0	238,09	236,21	236,13	236,05	236,05	236,05	236,05

Anexa 37

	techCO2	2032	2033	2034	2035	2036	2037	2038	2039	2040	2041	Total
Consum gaz natural	MWh	480185,8	480185,8	480185,8	480185,77	480185,8	480185,8	480185,8	480185,8	480185,8	480185,8	8180558
Energia produsa	MWh	505400,9	505400,9	505400,9	505400,86	505400,9	505400,9	505400,9	505400,9	505400,9	505400,9	8605077
Emisii CO2
S2	0	95197	95197	95197	95197	95197	95197	95197	95197	95197	95197	1621864
Emisii NOx
S2	UM/xx	xxxxx	81436	81436	81436	81436	81436	81436	81436	B1436~	81436	1387068
Energie primara Consum
S2	tCO2	46891	46891	46891	46891	46891	46891	46891	46891	46891	46B91	798685
Emisii GES
S2	tep	119302	119302	119302	119302	119302	119302	119302	119302	119302	119302	2032436
Prag PNRR 250gCO2eqMMr	t ech CO2	236,05	236,05	236,05	236,05	236.05	236,05	236,05	236,05	236,05	236,05	236,19

Anexa 38

Calcul randament energia termica		An operare 1
Randament Cogenerare	%	88,45
Randament CAF	%	95,70
Energie termica
Cogenerare incl.biomasa	MWh/an	194.05233
UfCog. Cazane	MWh/an	131.000,00
Total produs	MWh/an	325.052,33
Combustibil	MWh/an	356.278,23
Randament	%	91.24
Calcul randament sursa
Energia Electrica
En.El.produsa inclusiv biomasa	MWh/an	198.66536
Combustibil	MWh/an	224.607.53

Total produs	MWh/an	523.717,69
Total combustibil	MWh/an	580.885,76
Randament global sursa	%	90,16

Analiza Cost Beneficiu (Capitol 9 Studiu de fezabilitate) Memoriu justificativ - Volum 2.1-

Proiect:

„Sursă de producere a energiei termice și electrice prin cogenerare de înaltă eficiență”

Implementare proiect la sursă CETH Arad

Nr/Dată contract Proiect:

MA-P2-SACET-SF2-2022 /17.08.2022

ROI / 01.09.2022

Beneficiar:

UAT Municipiul Arad

Beneficiar final/ Operator

S.C. „Centrala Electrică de Termoficare Hidrocarburi S.A.“

Elaborator:

Proarcor SRL

Contract:

26D/ 17.08.2022

Notă explicativă

Prezenta documenție reprezintă VOLUMUL 2 a documentației tehnice predate în cadrul contractului de prestări servicii nr. 26D din 17.08.2022: Servicii de elaborare studiu de fezabilitate (SF) pentru proiectul de investiții:

„ Sursă de producere energie termică și electrică prin cogenerare de înaltă eficiență”

Volumul 1 : Studiu de fezabilitate (Piese scrise, piese desenate și anexe )

Volumul 2: Analiza cost beneficiu ( Capitol 9 Studiu de fezabilitate), Cuprins din 2 documente distincte:

Volum 2.1- Memoriu justificativ

Volum 2.2- Anexe

CUPRINS:

Notă explicativă..............

0 Sumar executiv

1 Introducere, CONTEXT

1.1 Scopul si structura analizei Cost-Beneficiu

1.2 Prezentarea contextului.................................................................

2 Zona la care se refera proiectul si beneficiarii acestuia

2.1 Locația proiectului.....................................................

2.2 Definirea obiectivelor proiectului

2.3 Identificarea Proiectului...............

2.4 Rezultatele Studiului de Fezabilitate. Analiza cererii si a opțiunilor

3 COSTURILE ESTIMATIVE ALE INVESTIȚIEI

3.1 Introducere si metodologie .............

3.2 Costurile eligibile ale proiectului........

4 ANALIZA financiara.....

4.1 Metodologie si premise generale

4.2 Evaluarea rentabilității financiare a investiției

4.2.1 Ieșiri de numerar.

4.2,LI Costurile de investiție totale

4.2.1.2 Costurile de înlocuire

4.2.1.3 Costurile de operare

4.2.2 Intrări de numerar....................... . .. .

4.3 Suslenabilitatea financiara...................

4.4 Indicatori financiari....

5 Analiza economica...............

5.1 Introducere, metodologie si ipoteze de lucru

5.2 Costurile si benficiiie economice ale proiectului

5.3 Indicatorii economici ai proiectului. Concluzii

6 Analiza riscului si a senzitivitații..

6.1 Analiza de senzitivitate

6.2 Analiza riscului

0 Sumar executiv

Scopul proiectului este asigurarea serviciului public de alimentare cu energie termică SACET Arad cogenerării de înalta eficienta cu ajutorul combustibilului de tranziție gazul natural _ si prin utilizarea de surse regenerabile de energie.

Modelul financiar a fost intocmit în conformitate cu cerințele Ghidului privind Analiza Cost Beneficiu a proiectelor de investiții, întocmit de Comisia Europeană.

Componentele principale ale analizei Cost-Beneficiu sunt:

a) Prezentarea contextului;
b) Definirea obiectivelor;
c) Identificarea proiectului;
d) Rezultatele studiilor de fezabilitate, însoțite de o analiză a cererii și a opțiunilor;
e) Analiza financiară;
f) Analiza economică;
g) Evaluarea riscurilor.

Investiția propusa consta in realizarea unui unei surse de producere a energiei termice si electrice in cogenerare de inalta eficienta folosind gazul natural si o sursa de alimentare cu biomasa lemnoasa.

în cazul acestui proiect de investiție, este vizată livrarea ET în rețeaua termică primară SACET în următoarea proporție, în perioada de exploatare bazată pe combustibilul gaz natural:

- > 45 ... 75 % ET produsă de sursa de cogenerare de înaltă eficiență bazată pe gazul patural O > 10 ... 5 % ET produsă cu resurse regenerabile, respectiv valorificarea biomase*/ <50 % ET produsă cu cazane de apă caldă pe gaz natural.

fâ t ■

•CI PROARCOR

CONSULTING

De asemenea, soluția de cogenerare propusă satisface toate cerințele impuse prin Directiva de eficiență energetică privitoare la randamentul global, economia de energie primară și reducerea emisiilor în atmosferă a gazelor cu efect de seră și a celor poluante, precum și toate exigențele prevăzute în programele de finanțare actuale, inclusiv încadrarea sub limita de emisie specifică raportată la energia utilă produsă, de 250 gCO2/k\Vh, fără a fi necesar aportul vreunui gaz combustibil cu emisii de CO2 scăzute (cum ar fi hidrogenul verde).

Noua sursă va include următoarele:

instalație de cogenerare de înaltă eficiență formată dintr-un număr de 3 motoare termice cu ardere internă pe gaz natural

instalație de producere a aburului, apei calde și energiei electrice bazată pe biomasă

- instalație de producere a apei calde și aburului formată dintr-un număr de 4 cazane de apă caldă pe gaz natural și I cazan de abur pe gaz natural

echipamentele, sistemele și instalațiile auxiliare necesare noii surse, respectiv:

o sistemele de pompare a fluidelor

o schimbătoarele de căldură pentru transferul termic

o degazoarele termice pentru tratarea apei de alimentare a cazanelor și a apei de adaos în rețeaua de termoficare

n cazanele de producere a aburului necesar în cadrul proceselor tehnologice ale noii surse (degazare, inertizare, curățire, etc)

o sisteme de monitorizare a emisiilor la coș
o sisteme de reducere a emisiilor poluante
o stația electrică de transformare aferentă noii surse
o acumulatorul de căldură pentru maximizarea eficienței de exploatare a instalației de cogenerare de înaltă eficiență

în vederea proiectării și realizării, s-a realizat o structurare a obiectivului de investiție pe următoarele obiecte:

Obiect 01 - MT : Instalație de cogenerare de înaltă eficiență cu motoare pe gaz natural
Obiect 02 - CB : Centrală termo-electrică pe biomasă
Obiect 03 - CA : Cazane de apă caldă
Obiect 04 - AC : Acumulator de căldură
Obiect 05 - SP : Stație de pompare agent termic
Obiect 06 - DT : Degazor termic pentru termoficare	■ X
Obiect 07 - SE : Stație electrică și sistem de control distribuit	i: YA ---L-----—4---

Obiect 08 - SG : Lucrări generale, demolări, rețele în incintă și racorduri

Analiza financiara a fost elaborata conform Ghidului privind Analiza Cost Beneficiu, fiind realizata prin metoda analizei incrementale. Varianta fara proiect a fost considerata cea in care nu se realizează investiția - scenariu tară proiect SR , iar varianta cu proiect este cea in care se realizează investiția propusa S2 .

Analiza economica a fost realizata conform ghidului de analiza ACB in vigoare, valorile obținute ale indicatorilor economici fiind următoarele:

Indicatori economici

Indicatori economici	înainte de asistenta comunitara		După asistenta comunitara
1. Rată de rentabilitate economica	1577,77%	R1RE/C	88,70%	RIRE/K
2. Valoare actualizată netă (lei)	1.761.794.659,27	VANE/C	1.762.077.269,27	VANE/K
3. Valoare actualizată netă (euro)	355.918.112,98	VANE/C	355.975.205,91	VANE/K
4. Raportul Cost/Beneficiu	0,59	C/B	0,66	C/B

Indicatorii financiari obținuți sunt prezentați mai jos:

Indicatori financiari
Indicatori financiari	înainte de asistenta comunitara		După asistenta comunitara
1. Rată de rentabilitate financiară	20‘58%	RIRFC	104,07%	RIRF/K
2. Valoare actualizată netă (lei)	966.480,804.48	VAN'C	1.315.955.749,23	VAN/K
3. Valoare actualizată netă (euro)	195.248.647.37	VANC	265.849.646,31	VAN/K
4. Raportul Cost/Beneficiu	0,72	e/B	0,69	C/B

Proiectul arata indicatori economici satisfăcători cu beneficii economice care depasesc semnificativ costurile economice.

Cuantumul de finanțare a fost calculat conform Ghidului specific pentru finanțarea prin PNRR si este peezentat sintetic in tabelul următor:

Nr. cri.	Surse de finanțare	Valoare (lei)
1.	Valoarea totala a proiectului, din care:	520.037.796
La.	Valoarea iteeligibila a proiectului	36209250
Lb.	Valoarea eligibila a proiectului	483.828.546
l.c.	TVA	98.807.181
H.	Contribuția proprie in proiect, din care:	36209250
ILa.	Contribuția solicitantului la cheltuielile eligibile	0
H.b.	Contribuția solicitantului la cheltuielile neeligibile	36209250
ll.c.	Autofinanțarea proiectului	0
Il.d.	TVA	6879757,5
Hi.	Asistenta financiara nerarnbursabila solicitata	483.828.546

Analiza de risc s-a realizat la nivel calitativ si cantitativ . in conformitate cu cerințele ghidului de analiza cost beneficiu, în cazul proiectelor care beneficiază de un ajutor de finanțare.

Analiza de senzitivitatc financiara a identificat ca variabilele cu cel mai mare grad de senzitivitate sunt veniturile din energia termica si electrica furnizata, costurile cu materiile prime (biomasa) si costurile de operare si întreținere a noilor investitii.

Analiza Cost Beneficiu (ACB) trebuie să fie elaborată prin raportare la cerințele Ghidului privind Analiza Cost Beneficiu a proiectelor de investiții, întocmit de Comisia Europeană.

In conformitate cu Manualul CE privind ACB (Guide to Cost-benefit Analysis of Jnvestment Projects -Economic appraisal tool for Cohesion Policy 2014 - 2020) componentele prezenti analize Cost-Beneficiu sunt:

a) b) c) d)

e) 0 g)

Prezentarea contextului;

Definirea obiectivelor;

Identificarea proiectului;

Rezultatele studiilor de fezabilitate, însoțite de o analiză a cererii și a opțiunilor;

Analiza financiară;

Analiza economică;

Evaluarea riscurilor.

Implementare proiect la sursă CETH Arad consuli inu>

Analiza Cost Beneficiu (Capitol 9) - volum 2.1

1 Introducere, CONTEXT

Municipiul Arad este unui din orașele în care s-a păstrat în funcțiune sistemul de alimentare căldură și energie termică, chiar dacă în ultimii 10-15 ani a apărut tendința deconectării consumatorilor finali de la sistemul de termoficare. Majoritatea consumatorilor deconectați de la sistemul de termoficare au trecut ca și consumatori la rețeaua de gaze naturale și au montat în apartamente cazane pe gaz, individuale.

• surse de producere a energiei termice ;
• rețelele de transport a agentului termic (rețele termice primare);
• rețelele de distribuție a agentului termic la consumatori (rețele termice secundare)
• puncte și module termice;
• consumatorii de energie termică;

în același timp, SC CET Hidrocarburi SA, este operatorul serviciului public de furnizare a căldurii și a apei calde în sistemul de termoficare către toți consumatorii conectați la SACET și administrează rețeaua de agent termic primar (58 km de traseu de rețea primară). De la Municipalitatea orașului Arad, SC CET Hidrocarburi SA. are în concesiune 39 de puncte termice și 103,50 km de traseu de rețea de distribuție și 90 de module termice.

Prin contractul de delegare, prin concesiunea serviciului public de alimentare cu energie termică, SC CET Hidrocarburi SA Arad, gestionează SACET ARAD având în administrare:

Sursele proprii de producere a energiei termice

Rețelele termice primare de transport (magistrale), cu o lungime de traseu de cca. 57,6 km, din care 11,12% sunt reabilitate sau în curs de reabilitare (4 magistrale, plus magistrala de interconexiune între CETL și CETH);

39 puncte termice (PT);

90 module termice (MT);

I centrală termică Aradul Nou (CT), formată din 3 cazane de apă caldă pe gaz natural fiecare cu o capacitate de 900 k Wt și I cazan de apă caldă pe biomasă de 150 kWt.

Rețele termice secundare de distribuție, cu o lungime de traseu de cca. 92,7 km, din care 18,34% sunt reabilitate sau în curs de reabilitare

Clienții SACET Arad sunt:

39 de clienți alimentați din rețeaua termică primară;

2 330 consumatori alimentați din rețeaua secundară, din care 2.281 de asociații de proprietari și persoane fizice respectiv 644 de agenți economici și instituții publice;

26.657 de apartamente din totalul de 44.893 de apartamente din oraș (59,38%). Contorizarea consumatorilor este realizată în proporție de peste 98%.

La momentul elaborării studiului, CETH operează cu două cazane, CAF4 și CAF5, unu! în funcțiune și unul de rezervă.

Infrastructura existentă la CETH este deținută de MunicipiuLArad și operată de către CET Hidrocarburi SA, prin intermediul contractului de delegare nr. 77559/2018 aprobat prin HCLM Arad nr. 423/2018. Serviciul public de alimentare cu energie termică este reglementat prin ROF aprobat prin HCLM Arad nr. 59/2008. CETH deține Licența ANRE nr. 2109/21.11.2018 pentru operarea SACET Arad, respectiv deține Autorizația Integrată de Mediu valabilă până în 2023.

Centrala de termoficare CET Hidrocarburi Arad, localizată în municipiul Arad funcționează acum cu două CAF-uri - unul în funcțiune și unul de rezervă.

Municipiul Arad este proprietarul infrastructurii, iar prin Hotărârea Consiliului Local a! Municipiului Arad nr. 423/2018 se aproba documentația de atribuire a gestiunii serviciului public de alimentare cu energie termică în sistem centralizat. în Municipiul Arad astfel: Vj \

1 E k 1

\ ⁰ . -I A /

\ \ A/

X- Cp 9

Art. 2. (1) Se aprobă Contractul de delegare prin concesiune a gestiunii serviciului public de alimentare cu energie termică în sistem centralizat în Municipiul Arad, în forma prevăzută în anexa la prezenta hotărâre.

1.1 Scopul si structura analizei Cost-Beneficiu

Analiza Cost-Beneficiu (ACB) este un document justificativ al Aplicației de Finanțare, precum si. conform legislației romane, a oricărui Studiu de fezabilitate.

In conformitate cu Ghidurile Naționale Romane privind Analiza Cost-Beneficiu, cerințele articolului 40 din Regulamentul (CE) 1083/2006 si Ordonanța Guvernamentala Romana HG 907/2016 precum si in conformitate cu Analiza Cost Beneficiu (ACB) care trebuie să fie elaborată prin raportare la cerințele Ghidului privind Analiza Cost Beneficiu a proiectelor de investiții, întocmit de Comisia Europeană (conform cu Manualul CE privind ACB (Guide to Cost-benefit Analysis of Investmeni Projects - Economic appraisal tool for Cohesion Policy 2014 - 2020) componentele prezenti analize Cost-Beneficiu sunt:

a) Prezentarea contextului;
b) Definirea obiectivelor;
c) Identificarea proiectului;
d) Rezultatele studiilor de fezabilitate, însoțite de o analiză a cererii și a opțiunilor;
e) Analiza financiară;
f) Analiza economică;
g) Evaluarea riscurilor.

Studiile Analizei Cost-Beneficiu trebuie sa parcurgă următoarele etape;

I. Definirea strategica a obiectivelor;
2. Analiza opțiunilor;
3. Analiza financiara;
4. Analiza economica si
5. Analiza riscului si senzitivitatii.

Rezultatele Analizei Cost-Beneficiu intocmite pentru ac st-proiecf arata faptul ca proiectul propus este viabil pentru a fi cofinanțat din fonduri eur/pel e.

Raportul este structurat pe următoarele capitole:

Secțiunea 1 - Introducere prezintă scopul si structura raportului, precum si contextul in care este finanțat proiectul.

Secțiunea 2 - Zona la care se refera proiectul si beneficiarii localizează proiectul din punct de vedere geografic si al beneficiarilor proiectului precum si al relațiilor proiectului cu proiecte in implementare sub POS Mediu.

Secțiunea 3 - Costurile proiectului prezintă metodologia, ipotezele si calculele costurilor investiției, costurile de operare, întreținere si administrative ale proiectului.

Secțiunea 4 - Analiza financiara prezintă ipotezele modelului financiar si rezultatele analizei financiare - valoare neta financiara curenta (FNPV) si rata financiara interna de rentabilitate (F1RR) înainte si după asistenta comunitara; prezintă, de asemenea calcularea decalajelor de finanțare si planul financiar detaliat pe ani si zone.

Secțiunea 5 - Analiza economica prezintă analiza cost-beneficiu din punct de vedere economic, arătând beneficiile economice ce rezulta din mediu si societate ca un întreg; rezultatele sunt centralizate la rezultatele economice ale ENPV. ERR si BCR (rata cost-beneficiu) indicând viabilitatea proiectului pentru finanțare.

Secțiunea 6 - Analiza riscului si a senzitivi tații prezintă o analiza calitativa a impactului asupra rezultatelor economice (ENPV, ERR si BCR) a variației parametrilor principali ai modelului si evalueaza riscurile legatc de variabilele cheie identificate la analiza senzitivi tații.

Secțiunea 7 - Concluzii prezintă principalele rezultate ale analizei cost-beneficiu

1.2 Prezentarea contextului

România este semnatara protocolului de la Kyoto, privind reducerea emisiei de gaze, cu efect

de seră în atmosfera, implicit a dioxidului de carbon, prin urmare utilizarea energiilor

neconvenționale paralel cu reducerea emisiilor actuale ar însemna un pas important în cazul acțiunilor susținute privind eliminarea factorilor generatori ai modificărilor climatice.

Necesitatea de asigurare a unei dezvoltări energetice durabile, concomitent cu realizarea unei protecții eficiente a mediului înconjurător a condus în ultimii ani la intensificarea

preocupărilor privind promovarea resurselor regenerabile de energie și a tehnologiilor industriale suport. Politica UE în acest domeniu, exprimată prin Carta Iba și Directiva

Europeana 2001/77/CE privind producerea de energie din surse regen . | ci l I

țbile, prevede porție cat mai

Uniunea Europeană lărgită va trebui să își asigure necesarul de energie în j

mare prin valorificarea surselor regenerabile. în acest context, în multe țări europene dezvoltate (in special Germania si Austria), posesoare de resurse de energii similare cu cele ale României, preocupările s-au concretizat prin valorificarea pe plan local/regional, prin conceperea și realizarea unor tehnologii eficiente și durabile, care au condus Ia o exploatare profitabilă, atât în partea de exploatare a resurselor cât și în instalațiile utilizatoare .

Sectorul energetic contribuie în mod esențial la dezvoltarea UE și a României, prin influența profundă asupra competitivității economiei, a calității vieții și a mediului.

Pentru a susține pe termen lung așteptările consumatorilor, sectorul energetic românesc trebuie să devină mai robust din punct de vedere economic, mai avansat din punct de vedere tehnologic și mai puțin poluant.

Una din provocările majore pentru Uniunea Europeană se referă la modul în care se poate asigura securitatea energetică cu energie competitivă și „curată”, ținând cont de limitarea schimbărilor climatice, escaladarea cererii globale de energie și de viitorul nesigur al accesului Ia resursele energetice.

Viziunea politicii energetice europene de astăzi corespunde conceptului de dezvoltare durabilă și se referă la următoarele aspecte importante:

o accesul consumatorilor la sursele de energie la prețuri accesibile și stabile

o dezvoltarea durabilă a producției, transportului și consumului de energie

o siguranța în aprovizionarea cu energie și reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră. UE elaborează o politică energetică ambițioasă, care acoperă toate sursele de energie, de la combustibili fosili (țiței, gaz și cărbune) până la energia nucleară și cea regenerabilă (solară, eoliană, geotermală, hidroelectrică etc.), în încercarea de a declanșa o nouă revoluție industrială, care să ducă la o economie cu consum redus de energie și limitarea schimbărilor climatice asigurând că energia pe care o consumăm va fi mai curată, mai sigură, mai competitivă și durabilă.

Principalele directii in domeniul energetic sunt date de Strategia Energetică a României 2016-2030, cu perspectiva anului 2050. Strategia trasează direcțiile de dezvoltare ale sectorului energetic național pentru următoarele decenii, oferind autorităților publice și investitorilor repere necesare în întemeierea deciziilor strategice.

Strategia Energetică are cinci obiective strategice fundamentale, care structurează întregul demers de analiză și planificare în orizontul de tinip al anilor 2030. respectiv 2050:

/ <7

o securitate energetică;

i■ ■ \ (

o piețe de energie competitive;

\ "

o energie curată și sustenabilitatea sectorului energetic;
o modernizarea sistemului de guvemanță energetică;
o protecția consumatorului vulnerabil și reducerea sărăciei energetice.

Pe plan instituțional, în România funcționează Autoritatea Națională de Reglementare în domeniul Energiei electrice și termice produse în cogencrare, a gazelor naturale și conservării energiei (ANRE), operatorii de transport si operatorii de distribuție in domeniul energiei electrice si gazului natural, operatorul pieței de energie electrica Opcom.

Domeniul energiei termice este reglementat de Autoritatea Națională de Reglementare pentru Serviciile Comunitare de Utilități Publice (ANRSC). Se menține încă situația că producția de energie termică este coordonată de două Autorități - ANRE și ANRSC.

Legislația națională se regăsește pe două nivele:

a. legislația primară: legi adoptate de Parlament, ordonanțe și hotărâri de guvern.
b. legislația secundară (la nivel instituțional): ordine și reglementări ale autorităților de reglementare competente.

La aceste două nivele se adaugă legislația Uniunii Europene direct aplicabilă.

Cadrul legislativ aferent sectorului energiei și mediului a fost dezvoltat și adaptat legislației comunitare în domeniu, în perspectiva aderării României la UE și apoi ca stat membru, dar și în procesul trecerii la o economie de piață funcțională.

Sunt îh vigoare legi ale energiei"electficeTgazelor naturale, minelorrpetrolului, activităților nucleare, serviciilor publice de gospodărire comunală și utilizării eficiente a energiei pentru stabilirea sistemului de promovarea producerii energiei electrice din surse regenerabile de energie, pentru promovarea cogenerării de înaltă eficiență, toate armonizate cu legislația UE în domeniu.

Cadrul Principal de reglementare al pieței de energie electrică din România cuprinde:

o Codul comercial al pieței angro de energie electrică (varianta revizuită)

o Coduri de rețea (Codul rețelei de transport - varianta revizuită. Codul rețelei de

distribuție)

o Codul de măsurare

o Reglementări tehnice și comerciale o Metodologii de stabilire a tarifelor

o Autorizații și licențe

o Reguli privind conectarea la rețea.

CONSULTING

Pentru sectorul de producere energie, legislația comunitară în domeniul protecției mediului a fost transpusă în totalitate, fiind în curs de implementare prevederile Directivei 2001/80/CE privind instalațiile mari de ardere și ale Directivei 1999/31/CE privind depozitarea deșeurilor. Analiza situației existente la nivel local a fost efectuata având în vedere datele de intrare prelucrate și coroborate în conformitate cu :

Actualizare - Strategia de Alimentare cu Energie Termică a Municipiului Arad 2020-2030

Strategia de Alimentare cu Energie Termică a Municipiului Arad 2020-2030, aprobată conform HCLM nr. 95/28.02.2020;

Studiu de Fezabilitate „Instalare unități de producere combinata de căldură si energie la CET HIDROCARBURI S.A. Arad” elaborator: S.C. MECATRON S.R.L. proiect: SF-92589-00 REV.O

Strategia Integrată de Dezvoltare Urbană a Municipiului Arad pentru perioada 2014-2030, aprobată prin HCLM 258/2017;

Legea energiei electrice și a gazelor naturale nr. 123/2012, actualizată;

Legea serviciului public de alimentare cu energie termică nr. 325/2006, actualizată;

Ordinul 3194/1084/3734/2019 pentru aprobarea Regulamentului privind implementarea Programului Termoficare.

dalele furnizate de proprietarul infrastructurii care face obiectul proiectului (Unitatea Administrativ Teritorială Srad/Primăria Municipiului Arad), și operatorul infrastructurii (SC CET Arad SA și SC CET Hidrocarburi Arad SA)

Investițiile cuprinse în Planul Național, eligibilitatea investiților cuprinse în Planul National, eligibilitatea investițiilor din Planul National, echilibrul între valoarea de piață a cotelșr de emisie cu titlu gratuit și valoarea investițiilor, cote non-transferabile

‘•Emissions Gap Report 2018” United Nations Environment Programme November 2018

Ordinul nr. 3194/1084/3734/2019 pentru aprobarea Regulamentului privind implementarea Programului Termoficare

Ghidul specific PNRR C6 1.3 CHP din 30.06.2022

De asemenea s-a ținut cont in special si de recomandările și instrucțiunile din următoarele documente:

Manualul CE privind ACB f‘Guide to Cost-benefil Analysis of Investment Projects -Economic appraisal tool for Cohesion Policy 2014-2020”);

Regulamentul (UE) nr. 207/2015;

Regulamentul (UE) nr. 408/2014;

Ghidul Solicitantului - Dezvoltarea infrastructurii de termoficare - 2020.

REGULAMENT din 20 noiembrie 2019 privind implementarea Programului Termoficare ( MONITORUL OFICIAL nr. 988 din 9 decembrie 2019)

în cadrul programelor naționale și europene. începând cu perioada de finanțare 2021-2027. se vor bugeta și proiecte ce vizează sistemele de termoficare, cu condiția demonstrării că proiectul:

• este cuprins într-o strategie de dezvoltare;
• este complementar cu alte proiecte propuse; asigură producerea de energie și din surse de energie regenerabilă; asigură reducerea emisiilor de CO2 și alte noxe.

Despre sistemul de termoficare:

Având în vedere funcționarea pe o perioadă îndelungată a SACET Arad, Iară intervenții majore asupra rețelelor magistrale și de distribuție sau a surselor de producere energie termică, s-a constatat necesitatea de intervenție pentru reabilitarea și modernizarea sistemului de termoficare din municipiul Arad.

Pentru realizarea unei viziuni de dezvoltare, eficientizare și optimizare a sistemului de termoficare. în anul 2020 a fost aprobată conform HCLM nr. 95/28.02.2020 ^Șlrategia de Alimentare cu Energie Termică a Municipiului Arad 2020-2030”.

• este cuprins într-o strategie de dezvoltare;
• este complementar cu alte proiecte propuse; asigură producerea de energie și din surse de energie regenerabilă; asigură reducerea emisiilor de CO2 și alte noxe.

în acest sens, pentru realizarea obiectivelor și îndeplinirea condițiilor de eligibilitate în cazul solicitării de finanțare, a fost necesară actualizarea Strategiei de Alimentare cu Energie Termică a Municipiului Arad 2020-2030.

Conceptul de dezvoltare durabilă al Strategiei de dezvoltare SACET Arad se concentrează în special pe o serie de aspecte cheie cum sunt: accesul consumatorilor la sursele de energie la prețuri accesibile și stabile, dezvoltarea durabilă a producției, transportului și consumului de energie, siguranța în aprovizionarea cu energie, diversificarea surselor de energie locale, folosirea optimă a energiei regenerabile și reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră.

în viziunea consultantului, obiectivele energetice strategice, pentru îmbunătățirea procesului de încălzire a populației, trebuiesc bazate, în principal, pe folosirea unei energii cât mai curată din punct de vedere al emisiilor de gaze cu efect de seră produsă, cu o eficiență energetică maximă. Strategia elaborată, ține cont de posibilitățile tehnice cele mai eficiente pentru valorificarea resurselor existente pe plan local, de-energii regenerabile, și folosirea intensivă r- t a .

a cogenerării de înaltă eficiență .

CONSULTING

2 Zona la care se refera proiectul si beneficiarii acestuia

2.1 Locația proiectului

Locul propus pentru amplasarea noii configurații de producere a energiei termice și electrice este în incinta actuală a CETH Arad, pe un teren situat în strada Ion Neculce, identificat prin numerele cadastrale de carte funciară nr. 307811, 307809, și 359603 (vezi anexele). Terenul propus se află în proprietatea publică a Municipiului Arad și administrat de CET Hidrocarburi SA (CETH).

Terenurile alocate proiectului de investiție au o suprafață totală de aproximativ 20.700 m2, după cum se poate observa în cadrul planului de alocare propus. Terenul este împrejmuit la exterior cu gard de beton. Actualmente, terenul alocat include obiecte (clădiri, echipamente industriale) și instalații / rețele ale centralei termo-electrice existente în incintă; o parte din aceste obiecte sunt necesare să fie păstrate în noua configurație a centralei (stațiile electrice SE 6kV SI 1 și TP3, împreună cu cablurile aferente, magistrale de termoficare tur/retur și auxiliare aferente, conductă de gaz, etc.), în timp ce altă parte a obiectelor vor trebui desființate în vederea dezvoltării proiectului (stație pompe păcură și auxiliare, rezervoare de păcura subterane și supraterane. turn de răcire, cazanele CAF4 și CAF5, magazia de substanțe chimice, rezervor stocare HCI, conducte de păcură, etc) sau relocate acolo unde este cazul (rețele de apă).

De asemenea, în imediata vecinătate a terenului se află o linie de cale ferată funcțională, care face

legătura între gara CF Arad și gara CF Timișoara, pentru transport public de persoane și transport de marfa. Soluția propusă a ținut cont de gardul existent separator între terenul propus pejitrh, alocare și terenul utilizat de calea ferată. In vederea realizării construcțiiloraferente noii cenții se va ține cont în faza de proiectare PT+DE de toate condițiile tehnice, inclusiv obținerea dea din partea CFR dacă este cazul. \ J

le, ize

Stil PROARCOR

CONSULTING

Zona SI, conform plan de amplasament anexat se compune din Nr. cadastral 307811 - 9470 mp

2.2 Definirea obiectivelor proiectului

Obiective generale

Directiva privind eficiența energetică se adresează în special sectorului public :

obligație anuală de renovare de 3% pentru toate clădirile publice 49% cota de energie regenerabilă în clădiri până în 2p30

Randamente de producere în conformitate cu

:• * A

tentru obiectul din scenariile propuse:

Cazane apa fierbinte : >= 94 %

CONSULTING

Motoare >= 85 %

Biomasa >- 83 %

Eficiența rețelelor de termoficare

Pierderi în rețele : <= 12 %

Economice

Reducerea semnificativă a consumului specific de combustibili

Reducerea cheltuielilor de operare

Reducerea costurilor specifice de producție pentru energia utilă

Sociale

Creșterea accesibilității populației la SACET și sporirea confortului termic

Mediu

Emisiile poluante în atmosferă sunt nesemnificative;

Reducerea consumului specific de energie primară pe MWh energie utilă

Obiective specifice

- dinamica consumului de energie termică dată de reducerea consumului prin reabilitarea termică a cJădirilor,Tacordarea de noi consumatori etc.
- creșterea ponderii producției de energie geotermală
- reducerea pierderilor de energie termică din sistemul de transport și distribuție.
- creșterea eficienței energetice prin producerea în cogenerare a unei părți cât mai mari din energia termică;
- creșterea veniturilor prin vânzarea de energie electrică (creșterea producției de energie electrică prin creșterea indicelui de cogenerare) și eliminarea costurilor de achiziție din sistem a energiei electrice pentru servicii proprii pe timp de vară când actuala ITG este indisponibilă;
- reducerea poluării mediului prin utilizarea unor tehnologii modeme și eficiente de producere a energiei.

Obiectivele de protecție a consumatorilor vulnerabili

Consumatorul vulnerabil de energie, este o persoană singură, sau familia care, din motive de sănătate, vârstă, venituri insuficiente sau izolare față de sursele de energie, necesită măsuri de protecție socială și servicii suplimentare pentru a-și asigura cel puțin nevoile energetice minimale. Pentru protecția consumatorilor vulnerabili un obiectiv principal il constituie asigurarea accesibilității energiei din punctul de vedere al prețului precum și asigurarea disponibilității fizice neîntrerupte a resurselor energetice pentru toți consumatorii vulnerabili. După natura lohjnăsurile de protecție socială pentru consumatorul vulnerabil de energie pot fi financiare și nan'fina\iare. Măsurile de protecție socială financiare constau în acordarea de ajutoare destinate asigurării nevoilor energetice minimale și sunt:

a) ajutor pentru încălzirea locuinței;
b) ajutor pentru consumul de energie destinat acoperirii unei părți din consumul energetic al gospodăriei pe tot parcursul anului;
c) ajutor pentru achiziționarea, în cadrul unei locuințe, de echipamente eficiente din punct de vedere energetic, necesare pentru iluminarea, răcirea, încălzirea și asigurarea apei calde de consum, pentru înlocuirea aparatelor de uz casnic depășite din punct de vedere tehnic și moral cu aparate de uz casnic eficiente din punct de vedere energetic, precum și pentru utilizarea mijloacelor de comunicare care presupun consum de energie;
d) ajutor pentru achiziționarea de produse și servicii în vederea creșterii performanței energetice a clădirilor ori pentru conectarea la sursele de energie

a) ajutor pentru încălzirea locuinței cu energie termică în sistem centralizat, denumit în continuare ajutor pentru energie termică;
b) ajutor pentru gaze naturale;
c) ajutor pentru energie electrică;
d) ajutor pentru combustibili solizi și/sau petrolieri.

2.3 Identificarea Proiectului

Proiectul „Sursă de producere a energici termice și electrice prin cogencrnre de înaltă eficiență” este o unitate de analiza independenta, analiza cost beneficiu trebuie elaborată pentru întregul proiect. Beneficiarul, Primăria Arad , asigura capacitatea financiara, tehnica si instituționala necesara realizării investiției.

Sistemul integrat de termoficare, prin intermediul căruia se realizează în prezent alimentarea cu

• puncte și module termice;
• consumatorii de energie termică;

Pentru furnizarea agentului termic de la sursă către punctele / modulele termice, se utilizează un sistem de 2 conducte primare, tur și retur. Pentru furnizarea agentului termic din punctele termice, se utilizează un sistem de 4 conducte: conducte de încălzire tur și retur, respectiv conducta de furnizare a apei calde menajere și conducta de recirculare a apei calde menajere.

Centrala de temioficare, CET Hidrocarburi Arad (CET - H), este o societate pe acțiuni, în care acționarul majoritar, este Consiliul Local al Municipiului Arad și este localizată în municipiul Arad. CET - H funcționează în prezent cu două CAF-uri (116MW fiecare) - unul în funcțiune și unul de rezervă.

Până în sezonul de încălzire (2018/2019) SC CET Hidrocarburi producea energie termică doar vara. în timp ce iama prelua energie termică de la SC CET Arad SA și asigura acoperirea încărcării maxime în sezonul de iarnă. Din octombrie 2018 până în decembrie 2019, SC CET Hidrocarburi SA a fost singurul producător de căldură pentru sistemul de termoficare al orașului Arad asigurând furnizarea de căldură și apă caldă populației, instituțiilor bugetare și altor consumatori.

începând cu luna octombrie 2019, a fost încheiat un contract de vânzare -cumpărare a energiei termice produse de agenții economici, aflați în competența de reglementare a AN RE între CET Arad, ca producător de energie termică în centrale electrice de cogenerare, și CET H. ca furnizor de energie termică. în anul 2019, CET Arad, a furnizat energie termică către CET -H doar 18 zile, în același timp, SC CET Hidrocarburi SA, este operatorul serviciului public de furnizare a căldurii și a apei calde în sistemul de termoficare către toți consumatorii conectați la SACET și administrează rețeaua de agent termic primar (58 km de traseu de rețea primară). De la Municipalitatea orașului Arad, SC CET Hidrocarburi SA, are în concesiune 39 de puncte termice și 103,50 km de traseu de rețea de distribuție și 90 de module termice.

Grupul țintă vizat de implementarea proiectului:

Grupul ținta este format din numărul total de persoane care va beneficia de rezultatele

proiectului, respectiv toți locuitorii municipiului, in special cei racordați actual la SACET

Arad.

2.4 Rezultatele Studiului de Fezabilitate. Analiza cererii si a opțiunilor

Analiza cererii:

1, Estimarea necesarului de energie termica:

Consumul de energie pentru încălzirea locuințelor este estimat pe baza spațiului de încălzit, aproximat prin suprafața totală a locuințelor (m2); a necesarului de energie pentru încălzirea unității de suprafață (kWh/m2), care depinde, la rândul său. de calitatea izolării termice a locuinței și de numărul de grade-zile (temperatura exterioară); și a faptului că multe lobuințe sunt încălzite doar parțial (temperatura în interior). Aceiași factori determină și necesaruf\le energie pentru încălzirea clădirilor ce găzduiesc spații comerciale, clădiri de birouri, școli, spitale, instituții publice și alte clădiri aferente sectorului serviciilor. însă în acestea confortul termic este considerat asigurat integral.

în SACET Arad energia termică este „oferită” clienților săi (consumatorii casnici și non-casnici) sub formă de apă fierbinte pentru încălzire și sub formă de apă caldă de consum.

Actual, în Municipiul Arad, 87,57 % din instituțiile publice, și (din păcate numai!) 5,07 % din operatorii economici, folosesc serviciile de livrare a energiei termice din SACET, în privința instituțiilor publice, se așteaptă ca pe termen scurt, și mediu ( până în 2027 ), să se ajungă la procent de branșare de cel puțin 95 % ( excepție fac obiectele aflate în zone fără posibilitate de folosire eficientă a termoficării).

In baza estimărilor s-a calculat necesarul de încălzire (Acesta este detaliat in cadrul Studiului de Fezabilitate).

Proiecția anuală pe orizontul strategic de timp privind evoluția necesarului local de încălzire, acc și răcire este redată mai jos:

Consum mediu anual	UM	2019	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030
Incahlre	kWm^!	170	170	170	166	161	157	152	148	143	139	134	130
acc	kWMn²	42.5	42.5	42.5	42,5	42.5	42,5	42,5	42.5	42,5	42.5	42.5	42,5
Total	kWh/m²	212,5	212.5	213	208	204	199	195	190	186	181	177	172,5

Estimarea cererii la nivelul municipiului Arad, bazată pe datele actuale, este prezentată sintetic în

	U.M	Energie termică vândută la consumatori (MWh)
Cererea de energie termica		TOTAL	populație	instituții publice	operatori economici
actual	MWh/an	267493	188361	34699	22912
	%		68,08	87,57	5,07
Proiecție Municipiu	MWh/an	768214	276677	39625	451912
	%		100	100	100

Sursa : CETH; calcule consultant

Necesarul de energie :

Pentru calculul necesarului de de energie termica au fost luate în considerare:

- evoluția necesarului de energie termică la nivelul comunei pe anif precedenți variația temperaturii medii pe perioada sezonului de iarnă;

necesarul de energie pentru un apartament convențional corelat cu evoluția temperaturii medii anuale.

In Studiul de Fezabilitate este prezintata situația existentă în ceea ce privește consumatorii de energie termică precum și suprafața echivalentă termic utilizată pentru calculul consumului de energie.

Calculul necesarului de energie termica în zona analizata a fost efectuat, pe baza datelor puse la dispoziție de beneficiar, prin doua metode diferite și controlat prin comparatii de date statistice și de experiența consultantului.

SACET Arad
		Cantitate de	Cantitate de	Cantitate de
Perioada	Cantitate de energie termică vanduta	energie termică pierduta în rețele	energie termică pierduta în	energie termică produsa în
		termice	rețele termice	SACET
	MWh/an	MWh/an	%	MWh/an
2021	184435	134.244	42,13%	318.679
2022	184419	134.259	42,13%	318.679
2023	207141	111.538	35,00%	318.679
2024	223075	95.604	30,00%	318.679
2025	239009	79.670	25,00%	318.679
2026	254943	63.736	20,00%	318.679
2027	270877	47.802	15,00%	318.679
2028	280437	38.241	12,00%	318.679
2029	280437	38.241	12,00%	318.679
2030	280437	38.241	12,00%	318.679
2031	280437	38.241	12,00%	318.679
2032	280437	38.241	12,00%	318.679
2033	280437	38.241	12,00%	318.679
2034	280437	38.241	12,00%	318.679
2035	280437	38,241	12,00%	318.679
2036	280437	/8.24I	12,00%	318.679

2037	280437	38.241	12,00%	318.679
2038	280437	38.241	12,00%	318.679
2039	280437	38.241	12,00%	318.679
2040	280437	38.241	12,00%	318.679
2041	280437	38.241	12,00%	318.679

Se apreciază ca reducerea pierderilor va fi compensata de rebranșări astfel ca la nivelul anului 2028 cantitatea de căldura vânduta sa ajungă la peste 280.437 MWh . In consecința se apreciază o cantitate de energie termica la nivelul anului 2021 pe toata durata de analiza

Scenariile și configurațiile tehnice fezabile identificate :

• Scenariul SR “fără proiect” cu utilizarea instalației existente (scenariul contrafactual) pornește de la presupunerea că proiectul propus nu se implementează și reprezintă scenariul de bază în realizarea analizei financiare și a analizei economice utilizând metoda incrementală. Acest scenariu nu este însă unul de dorit, deoarece situația existenta privind termoficarea nu poate asigura necesarul de energie termică pentru SACET Arad la parametrii cantitativi si calitativi urmăriți. Scenariul/configurația SI cu realizarea unei instalații noi de cogenerare de înaltă eficiență cu 4 motoare . Această configurație include o instalație de cogenerare de înaltă eficiență cu 4 (patru) motoare pe gaz cu capacitatea nominală totală de 23,6 M We + 26,7 MWt și capacitatea nominală individuală de cca. 5,9 MWe + 6,7 MWt, în condiții de referință ISO (aer cu 25 °C și 30 %RH, la altitudinea de 100 m, generator 10,5kV cu cos(<|>) “ 1,0). Soluția tehnica este completata cu o unitate de producție prin cogenerare Ucog.bio cu funcționari pe biomasa cu capacitatea nominala de 1,8 MWe si maxim 5,5 MWt. De asemenea pentru necesarul de energie termica la vârful de sarcina este prevăzută o unitate de producție fără cogenerare Ufcog cu 4 cazane CAF de 25 MWt fiecare si un cazan cu abur CA cu 4,5 MWt.

Scenariul/configurația S2 cu realizarea unei instalații noi dc cogenerare de înaltă eficiență cu 3 motoare. Această configurație include o instalație de cogenerare de înaltă eficiență cu 3 (trei) motoare pe gaz cu capacitatea nominală totală de 31,2 MWe + 26,7 MWt și capacitatea nominală individuală de cca. 10,4 MWe + 8,9 MWt, în condiții de referință ISO (aer cu 25 ^eC și 30 %RH, la altitudinea de 100 m, generator 10,5kV cu cos(<ț>) = 1,0). în funcție de utilizarea temperaturii gazelor arse și de condițiile ambientale specifice amplasamentului, randamentul electric poate ajunge la peste cca. 49%. Motorul operează stabil pe un domeniu larg al sarcinii electrice, între 30% și 100%. Motorul pornește în decurs de cca. 10 minute, din stand-by la sarcina 0% până la sarcina nominală 100%. Soluția tehnica este completata cu o unitate de producție prin cogenerare Ucog.bio cu funcționari pe biomasa cu capacitatea nominala de 1,8 MWe si maxim 5,5 MWt. De asemenea pentru necesarul de energie termica la vârful de sarcina este prevăzută o unitate de producție fără cogenerare Ufcog cu 4 cazane CAF de 25 MWt flecare si un cazan cu abur CA cu 4,5 MWt.

Soluția tehnica este completata cu o unitate de producție prin cogenerare Ucog.bio cu funcționari pe biomasa cu capacitatea nominala de 1,8 MWe si maxim 5,5 MWt. De asemenea pentru necesarul de energie termica la vârful de sarcina este prevăzută o unitate de producție fără cogenerare Ufcog cu 4 cazane CAF de 25 MWt fiecare si un cazan cu abur CA cu 4,5 MWt.

Rezultatele Studiului de Fezabilitate:

Pentru selectarea scenariului optim fezabil, metodele de comparație, s-au criterii de evaluare:

zat pe următoarele

a. calculul condiției de sistem eficient din punct de vedere energetic
b. reducerilor de GES și a energiei primară

nr, crt	Denumi rea	U.M	Scxnnnu 1	Scenariu 2
			4*5,9 MWr/6,675MWt +l cogbiol,8imW5,5 MWt+Cuane I04.5MW t	J*IO,4MWe/S,9MWt +Ucogbi<il,8MWe/5,5 MWt
/	2	3	4	5
	Energia termicii livrata, apa caldă pentru SACET	MWh/an	239009	239009
	Energia termici produsa , ap3 caldâ pentru SACET	MWh/an	3U3W	318.6^9
Cogenerare	Durata anuala de funcționare		6.026	6026
Motoare	Durata anuală de funcționate	orc/an	4.592	4.592
3	Sarcina termici instalata	MW	26.7	26.7
1	Energia termici produși	MWh/an	147852	147.852
4	Puterea electrici instalata	MW	23,6	31.2
5	Energia electrici produși	MWh/an	137.792	183.545
6	Consum servicii proprii (compresor gaz, auxiliare ) • 11*.	MW	0,708	0,624
6	Consum servicii proprii (compresor gaz, auxiliare ) • 11*.	MWh/an	3.251	2.865
7	Energia electrici livrați	MWh/an	134.541	180.680
8	Energia termici la gard	MWh/an	147.852	147.852
8	Energia termici livrata, api caid! pentru SACET	MWh/an	147.852	147.852
9	Eficienți electrici	%	41,50%	49,00%
10	Randamentul mediu	%	88.00%	88,00%
10	Energia utila produși	MWh/an	285.644	331.398
11	Consumul anual total de combustibil	MWh/an	324.596	3V..588

Ucogbio	—DuratAJmuală.de funcționare	ore/an	8.400	8.400
12	Sarcina termici instalată	MW	5,50	5,50
13	Energia termică produsă	MWh/an	46.200	46.200
14	Puterea electrică instalata	MW	1,80	1,80
15	Energia electrică produsă	MWh/an	15.120	15.120
16	Consum servicii proprii (compresor gaz, auxiliare) - 3%	MW	0,04	0,04
17	Consum servicii proprii (compresor gaz, auxiliare) - 3%	MWh/an	302	302
18	Energia electrică livrată	MWh/an	14.818	14.818
19	Energia termică ia gard	MWh/an	46.200	46.200
20	Eficientă electrică	%	41,50	49,00
21	Randamentul mediu	%	88,00	88,45
22	Energia utila produsă	MWh/an	61.320	61.320
23	Consumul anual total de combustibil	MWh/an	69.682	69.682

Total cogenerare	Energia termică produsă	MWh/an	194.052	194.052
Total cogenerare	Energia electrica produsă	MWh/an	J52.912 \ r	198.665

[[.Producție tara cogenerare :Cazanc	Durata anualii de funcționare	ore/on	2.734	2.734
24	Sarcina termică instalatii	MW	104,5	104,5
25	Energia termică produsă	MWh'an	124.626	124.626
26	Energia termică la gard	MWh an	124.626	124.626
27	Randamentul mediu	%	94^5	95,7
28	Energia utila produsă	MWh/an	124.626	124.626

IILSursa de _ , .....

. Consumul anual total de cogenerare de .

. • - . . combustibil

inuhu eficienta

MWh/an

526.157

578.150

£ MISII POLUANTE, ronf. Irgii 278/1013

Valori limita ale emisiilor (VLE) cont, legii 278/2013, anexa 5, partea 2
- NOx	mg/Nm3	50	75
-co	mg/Nm3	100	100

CRITERIILE DE ÎNALTĂ EFICIENȚĂ ALE COGENERĂR»
1	Randamentul termic al instalației de cogenerare	%	46,50%	39,45%
2	Randamentul global al instalației de cogenerare	%	88,00%	88,45%
3	Randamentul electric de referință față de producerea separată, conf Regulamentului delegat al CE nr 2402/2015. condiții ISO	%	53,00%	53,00%
4	Randamentul termic de referință față de producerea separată energiei termice sub formă de abur, conf. Regulamentului delegat al CE nr. 2402'2015	%	87,00%	87,00%
5	Consum energie primara la producerea separata	MWh an	654.811	741.138
6	Consum energie primara sursa scenarii	MWh an	526.157	578.150
7	Economia de energie primară (PES) față de producerea separată, conf. Regulamentului delegat al CE nr. 2402/2015	MWh an	128.653	162.988
»	Economia de energie primară	%	19,65	21,99

9	Valori limita ale emisiilor (VLE) conf. legii 278/2013, anexa 5, partea 2
	- NOx	mg/Nm3	50	75
	- CO	mg/Nm3	100	100

Date economice de

nr. cri.	Pen urnirea	U.M	SI	S2
1	2	3	4	5
	Energia termică produsă	MWh	147.852	147.852
	ea. Termica SACET	MWh	147.852	147,852
	Energia electrică produsă	MWh	137.792	183.545
	Energia electrică livrată	MWh	134.541	180.680
2	Cheltuieli variabile, Intal din care:	lei	279.479.811	301.639.570
2 I	Cheltuieli cu combustibilul gaz natural	Ici	191.760.620	209.299.500
	- preț combustibil	la/MWh	420.24	420,24
	Cheltuieli cu combustibilul biomasa	MWh	23.481.483	23.426.470
	• preț combustibil	Ici/MWh	336	336
2 3 2.4	Cheltuieli cu salam Cheltuieli variabile de mentenan\|ă	Ici	20.886.391	20.886.391
2 3 2.4	Cheltuieli cu salam Cheltuieli variabile de mentenan\|ă	Ici	2.295.461	2.427.502
2,5	Cheltuieli anuale cu COj	Ici	41.055.856	45 599 707
	- cantitatea anual ă de emisii de CO2 (factor emisie 0,20196 lCO2/MWh)	t/an	92.157	102.356
	- pre\| COj •	Ici/t	466.68	466,68
3	Cheltuieli fixe de mentenua\|ă	Ici	14.543.777	14.543.777
4	Alte cheltuieli (asigurări, etc) - 1% din poz 2+poz 3	lei	2.760.136	2.966.934
5	TOTAL Cheltuieli	lei	296.783.724	319.150.281
7	Venituri din operare	lei	282.544.503	362.573.172
8	Energie electrica	Ici	68.904.867	83.417.381
9	Energie termica	Ici	213.639.636	279.155.791
10	Bonus cogenerare	lei	74.857.707	90.623.989
11	Total venituri	lei	357.402.210	453.197.161
12	rrnGVpierderi	Ici	60.618.485	134.046.880

Tabel l Date comparative de analiză ale scenariilor

O comparație directa cu date actuale ( prețuri Bursa EEX din 24.02.2022 ) pentru soluții tehnice cu turbine cu gaz și motoare cu eficiența electrică maxima ( TG : 40 % ; Motoare 50 % ) este prezentată sintetic mai jos :

1			Cațjenerare ert utila				preturi Buna EEX 24.02.22			Analiza cheltuieli/ Venituri
2		Ef Gioba a	Ef. Electrica	Ef Terni că	En.term produsa	En El .Produsa	En.EI			Costuri	Venituri	Profit \| Comparație
³		%	X	X	MWh	MWh	C/MWh 297	SM	MM-TM iRBnMIWim EE3EEE “ir------ir — :r
		mm	MM	.—	MM		curo	euro	curo	euro	curo
6	Ucogt	B8	40	48	100	83,3	24750.0	18333,3	3661.3	21994,6	24750,0	1755,4 1
7	“si__		50	38	100	131.6	39078.9	23157.9	4624,7	27702,5	39078.9	11296.3 \| 4.10 \|

Impactul de mediu comparativ cu situația existente este prezentat sintetic in Anexa 34 de mai jos :

Soluția tehnica recomandata asigura prin eficiente energetică si economica asigura posibilități largi de folosire a unei finanțări optime inclusiv prin PNRR . Condiția de eficienta ceruta in PNRR de respectare a unui „Prag" de maxim 250gCO2eq/kWh pe toata perioada de analiza este îndeplinita . In Anexa 37 de mai jos este redai sintetic modul de calcul:

Ar Bxa 3?

	teehCCS	2032	2033	2034	2035	2036	2037	2038	2039	2040	2041	Total
Consum gaz natural	MWh	480185,8	480185.0	480185,8	480185.77	480185.8	480185.8	480185.8	480185,8	480185.8	480185,8	8180558
Energia produsa	MWh	505400,9	505400,9	505400,9	50540 0.85	505400.9	505400.9	505400.9	505400,9	505400.9	505400,9	8805077
Emisii CO2
S2	0	95197	95197	95197	95197	95197	95197	95197	95197	95137	95197	1621684
Emiți NOx
S2	UM/xx	xxxxx	81436	81435	8143G	81436	61436	81436	81436	81436	81438	1387068
Energie primara Cor jum
52	ICO2	46891	46891	45891	46891	46891	46891	46891	46891	46891	46891	798685
Emisii GES
S2	tep	119302	119302	119332	119302	119302	119302	119302	119302	119302	1193^r,2	2O3M3E
Prag PNRR 25DgCO2eqikWh	t «Ch CO2	236.05	236,05	236,05	236,05	236,05	236,05	236,05	236.05	236,05	236.05	236.19

Din analiza de mai sus reiese evident avantajul unui scenariu cu Ucog cu eficienta electrica cea mai mare posibila . La alegerea opțiunii optime consultantul a propus implementarea unui BE _ Scenariul S2 _ cu motoare termice de ultimă generație.

Date de calcul

Nota : Anexele prezentate in textul actual al documentației se regăsesc lizibile in documentul atașat Anexe ACB !

Costurile (de operare, mentenanță și cele cu materiile prime) precum și veniturile actuale (din agent termic produs, din energia electrică produsa și de la bugetul local) sunt cele aferente SACET Arad care face obiectul prezentului studiu. Prognoza cheltuielilor și a veniturilor în scenariul fără proiect sunt prezentate în Anexa Cheltuieli și Venituri Scenariul SR. în prognozarea veniturilor, a cheltuielilor cu materiile prime, a cheltuielilor cu utilitățile, întreținerea, a costurilor administrative și a reparațiilor capitale, pe orizontul de timp s-a prevăzut o majorare anuală după cum urmează :

Situația centralizatoare a costurilor pentru scenariul “fără proiect” SR este prezentata in Anexai

, ------,--------------------

--■* —

■

. .6

JPM1

RT1'

ut*

IU»-

10’11

11+—

UIMI

1H —

win»

NI «țf .

ir., ul

—♦!

l. "17

IVII

■« >i’

H’l'

•••u

t»‘lî

■4 11}

..Mh

. itm

«Ml

, - .......

^{11 1}

—i—,

->11- .

---

J-

.. a.

•

— —

1—J--

’ ■

■ ■

... ,

♦

B ’

- B '

•

.4 t:

_ ; •

—

■ 1.4

. »>»

“ISC

a,a laKII»,

■

|a "a

«A

1-+^

WBaai

■ ■■ «u

R--

•

-B.ll

B».a

B>-»

.....

■

t ....

MMI

f. x

Evoluția indicelui mediu al preturilor energiei conform ordin ANRE 78/2022 - Scenariu SI, S2 j IV

este prezentata in Anexa 2 :

Situația centralizatoare a costurilor pentru scenariile cu proiect SI si S2 este prezentata in Anexele 4a si 4b :

...

—-ta

HH>I.

- rrnm

trtrti r

--UiU

• H-H"

...

IWM

1 11

liwrv

HhJ-

ii WJI

- uy»»l

>• ¹¹

ItW*

III'* ’T

4 ta

«ta

■ ta

- m

11^

—imuni

Cheltuielile din această prognoză au fost estimate pe o bază anuală și s-au fundamentat pe următoarele elemente:

Cheltuieli salariate sunt prezentate in Anexa 5a :

90 PROARCOR

Costurile pentru energia electrica consumata inclusiv datele comparative versus SR sunt redate

Prețul certificatelor de CO2 este redat in Anexa 5i:

tu»

....

1U4

...

JIU

—

U.H

. HM

*.w

•w*

IM.M

HU*

hm»

1MJ4 _

itU"

LIO!

1I7J1

HU?..

m.M

IM.»

DU»

TMnMrMH

1H1

W!. .

LI tl

, i.m

LUI

-UM

UI»

_lm

IN*

u»

. MII

Mii

LUI

LM»

LUI

<LH

nM .

*1 lt

. ihm

lltH

IHH

MJI

IM»

I1W

IU.M

il+H

JIIM

UIM

. Ut!»

FrHotnW

—121—

■r+

C|Q

Datele centralizatoare pentru cele trei scenarii sunt prezentate in Anexele 5j,5k si 51 de mai jos :

Situația centralizatoare a intrărilor este prezentata in Anexele 6a,b si c de mai jos :

Situația detailata a producției in primul an de operare este redata in Anexele 7a. 7b si 7c

	SH lir-.TiH tr.'feu		1	-J -	4	4
li		MW	IDO	Ui»	------- o."	jjiu
	Produ.nr _RnB ,\|i Tape turta dr ur.i»	H>Mi		* an	V.W	M*
	Eț+dWi.th anuala tritun	.VTH,k..a			D,M
	Producție	%	• k	mo	n.w
3	Or. ... J-fu.. ...................			M*		OM
_________‘---------	P"*»- Mwl___		_______»M		v-	R 4MM

L M i EH	SM M>rțk tltiitK»		—~ , l”		3	* Tskăl 121
	Frutuiik twitina	MW			_ ‘A’"	__________■ ^TT t *^TJ-----------
*	F^.l', »„U iw* <>»> d> «ni»		OM	OM	a.®	a m
	Fi«duri.k aaaila Mceun	MWlL'u	a ou			■ M
u . _	Prxiarlk ani Ut «Ti-ur*		AH		0,m
li _	Om -tt dr ha^ «rr^a h^>h.I. Aaul	t-n	«M
ii	Dh da fuac. *m.«\|			=^==	L_y	IM

Nr.m	51 Earrțk țmoka		1	2		4
Nr.m	51 Earrțk țmoka		Cttjrnțrarf	Cazane CAF 4*25 MW+CA 45MWI	UCMb Blomaa* ( inclui la Mfctmre cM. U	tm*j j+2+1
1	Producție maiima	MW	JUO	1R4AD	M.	141.20
I	Producție wwrU dopa curbi de urtlna	MWhu	lOJ.U^IJJ	124.626.41	44.1M.M)	hutrjc
3	Producție 4Mmal> nrrrur»	MUbxa	Jir.6?k,H	114.671.74		11 u 71,7*
4	Pn-darflr anual» 0^7^11	.	tU-K?	ÎMI		IIM.M
A	Ore raat.de fu h>: j* «an ina nominala Anual	VIO	M.400OU	I.4M .00	M.4MM
4	Orc de func. Anual		W+.w	1.2BO1	RM	I.4MM

Nr.crt	SI EMtrțk decidea			î	1	4
Nr.crt	SI EMtrțk decidea		Carnurranr	Cazane CAF *•» MW+tA 4,5MWI	UCu^ Bkmaia 1 intim 1» tnsrnwtW £*13 !	Told t+î+J
7	Producție mtvtua	Atw	U.40	n.on	IA*	27jt
1	Pi-tMlu>;i>lr 1 nu ala dup» i-urb* ic ujn-ini.	MWk/a@	(AlMțll	o.w	IA.I20-W	I3LM2J1
2b ₉	P>-^lucLk amiila mstima	MW1/*b	lUJAduo	DWI		111.3*100
10	Producție aauxh imun	%	71.47	0«J		7’î^7
II	Orr tnatlrfanc la urcin» Ajuil			OM		■.4M.00
tl	Ore de luor. Anual	hlu	4020.1*	OflO		6.024,16
ACS A.ra i fnWfa».
n ' Nr «t J	SX Enerjic termic*	Suna	r ¹ —	J _	3	4
n ' Nr «t J	SX Enerjic termic*	Suna		Cuane CAF 4*25 MW+CA 4,flMW\|	UCog. Bînmau (irului la C-rmerin: tai. I \|	Tk4 7+1*2
i	► red.nk ..n«.	Mw	J2J0	\|D4.țO	Di»	134.70
3	Producție jn«»h dup» curba df *4 bhd	MWh/mi		124.626,41	OJ»	111.613,76
1	Frodnclk n-nala nnman	MWbfan	¹ 1111.673,74	124.626.41	i< rrt	111.671.76
4	Prada etic anual* nnrMFă	%	*UJ9	19,11	M"	JM,W
S	OrtRtavdv fapc. la «anina notniti'h Anual	Wan	1.400310	11.4011,1»	03»	1.400,00
*	O'c de Tanc. Anual	b/an	5.115	MM	0,»

Mr.crt	Sî întttk ckrtricJi	Suim	1	2	1 4
Mr.crt	Sî întttk ckrtricJi	Suim	Cnienerare rtcLUraj bia	Cazane CAF 4*23 MW<CA43MWt	UC«t Blamat* (indmh eo[ramrr țnL.IJ.	Tmal i+J+J
A. .	Producție maitan	MW	JJ.l»	■ H	I.«	34,10
■	Prodortk Moșia după curb* dr canini	MWb u		0.10	I5.I2®.M	2I3.7B5.U
	Fh^.lK	MWbu	377 lua.ou	0.00	15410,00	0,04
10	Product k ana al a «irtrun	V.	71	0,M	0.D0	0.04
11	[Oft mat.dr fanc. 1j uMn* uoiii lna!a Anul'	h/n	t.m.tw	0.00	țlW.M	0.04
n	prr de fapr. Anoal__	hr^	___________*.1110,16	0,M	__l.4M,M_______	i _ 0,M__________

Valoarea investiției

Scenariu SI:

Conform devizului general valoarea totală a investiției se ridica la: - 651.712.174,88 lei inclusiv TVA ( 547.820.758,62 lei fără TVA).

Anexa 35

Cheltuieli de investiție Scenariu SI	Valoare (fără TVA)	TVA	Valoare cu TVA
Cheltuieli de investiție Scenariu SI	lei	lei	lei
VALOARE TOTALA	547.820.758,62	103.891.416,26	651.712.174,88
din care: C + M	172.168.205,22	32.711.958,99	204.880.164,21

Durata de implementare a proiectului, incepand cu activitatile de pregătire a acestuia, s-a considerat 3 ani. Orizontul de timp pentru care s-a realizat analiza cost beneficiu a fost de 20 ani.

Scenariul S2

Conform devizului general de mai jos valoarea totală a investiției se ridica la : - 618.660.740,11 inclusiv TVA (520.037.795,62 lei fără TVA )

Anexa 36

Cheltuieli de investiție Scenariu S2	Valoare fără TVA	TVA	Valoare cu TVA
Cheltuieli de investiție Scenariu S2	lei	lei	lei
VALOARE TOTALA	520.037.795,62	98.622.989,28	618.660.740,11
din car/: O + M	164.146.425,30	31.187.820.81	195.334.246.11

^aîîPROARCOR

CONSULTING

Durata de implementare a proiectului, incepand cu activitatile de pregătire a acestuia, s-a considerat 3 ani. Orizontul de timp pentru care s-a realizat analiza cost beneficiu a fost de 20 ani.

Graficul de implementare a lucrărilor:

Graficul total de implementare a proiectului este prezentat in anexa 27 :

Aspecte de mediu:

Economia anuala de emisii CO2 , NOx si GES in varianta cu proiect Scenariul 2 (selectat) fata de cea fără proiect _ inclusiv cu emisii pentru producerea de energie electrică producție separata echivalenta cu cea produsa prin cogenerare in S2 _ este redata mai jos :

Economii anuale primul an de operare CO2 : cel puțin 54796 tCO2/an

Economii perioada de analiza CO2 : cel puțin 909501 tC02

Economii anuale primul an de operare NOx : cel puțin 1545 kgNOx/an

Economii perioada de analiza NOx : cel puțin 35317 kgNOx

Economii anuale primul an de operare GES : cel puțin 55339 t techCO2/an

Economii perioada de analiza GES : 921377 cel puțin techCO2

Economiile de energie primara :

Economii anuale primul an de operare : 15155 tep/an

Economii perioada de analiza : 248759 tep

Datele de calcul sunt prezentate sintetic in Anexa 34 de mai jos :

UM**M

MII

M»

tttt

14»

mii

Mir

14M

344»

IUI

T^.1

Fwcn?

MaU

«Pt

MMI

•sn»

Ml 47

•mr

M 1111

•4147

»!«.

41)147

M 47

U 147

4* 47

4*1*7

•1 »r

' 1 *’ M ¹

IR-¹ ^*+4 10‘IH

tceu

11» 44

U(M]

14*771

H44?»

1+WI

4*W7

U4*0»

14*407

>4*4*7

144401

1**447

ia*»^-

144401

itur

■4W

I444C7

14*19-

1(4114*

HMuawO

ca»

•Ml,

tu»

IMM

«MM

IMM

11*04

IU4!

SMO*

IM»

*>+04

♦14 n

imn

tw*

«»*i«

[tu.

4 ...

.Mit.

n«*

4UJC

-ÎHî».

* ■»

•u»

* H

41+44

*•«»

• «•ft

• 14»

•i*M

• Mî*_

a >■

«*f***u

• U7*

4M4S

iMi’

UlM

4 >140

•mm

lll«l

I1M0

• JJW

4 MW

• iiio

414*0

41 MO

IHW

(MM

1U1M4

♦

1MS

mrj

lîll

-?!■*

ui»

m»

t”*

»•»

l’M

trl

M«»

î!1l

JtU

?”*

»'■*

4 F*ia*Ma

■7

+1/71

4**4J

«MU

44**1

>444*

<“F!

44441

HM!

4*4*1

4Mtl

44M1

"♦■■f1

IWi

•*MI

41*14

4MM

4*444

•144*

0 *u

* **4

4**M

*14*4

4 + 4*4

■■tj+b

■ 144A

11+M

ims

Mlii

144!»

444

14444

1MM

1*444

1a^44

14*44

1+444

14 + M

1<SM

1I-.M

14144

*4^M

|T^r<l

IK*>CW

—!

1 K4.

’HsJT

VMJ1

174*11

J!T??L MMji

17M»I

irj+M

mim

MMI

*4+4+

M ’•

U •

« 4

M’14

MI1I

*4114

4+1 -4

*4114

4+ 14

M1 <14

HI 4

M-14

Ull

3 COSTURILE ESTIMATIVE ALE INVESTIȚIEI
- 3.1 Introducere si metodologie

Estimarea costurilor de investiții pornind de la obiectivele de investiții este descrisa in detaliu in cadrul studiului de fezabilitate si prezentata, de asemeni si in cadrul Devizului General întocmit conform HG 907/2016.

Metodologia folosita in cadrul acestui raport s-a bazat pe faptul ca analiza financiara trebuie sa ia in considerare următoarele elemente:

• Costurile totale împărțite pe componente: sunt specificate costurile de investiție, costurile de operare, costurile de întreținere aferente surselor de producție
• Veniturile generate de proiect: atât venituri directe cat si indirecte
• Valoarea reziduala - se considera a fi valoarea rămasa neamortizata la finalul duratei normale de exploatare a investiției. Valoarea reziduala a fost considerata 0. Conform Ghidului Solicitantului, valoarea reziduală a investiției este inclusă în analiza fluxului de numerar actualizat numai dacă veniturile depășesc costurile de operare și menlenanță a investiției. In acest caz, veniturile sunt mai mici decât cheltuielile, motiv pentru care valoarea reziduala a fost considerata egala cu zero. Aceasta a fost utilizata doar pentru determinarea R1R.
• Indicatorii financiari: valoarea actualizata neta (VAN) si rata interna de rentabilitate (R1R).

Calculele se realizează atât pentru analiza financiara (rezultând indicatorii financiari Valoarea Actualizata Neta Financiara si Rata Interna de Rentabilitate Financiara) cat si pentru cea economica (rezultând indicatorii valoarea actualizata neta economica si rata interna de rentabilitate economica).

In modelul financiar, toate valorile costurilor sunt detaliate in lei.

In scopul efectuări analizei cost-beneficiu (ACB), costul de investiție total este împărțit in următoarele categorii, așa cum se cere pentru ca planul de finanțare sa fie incorporat in Aplicația de Finanțare:

• Planificare, proiectare
• Achiziționarea terenului
• Clădiri si construcții
• Echipamente si utilaje
• Cheltuieli diverse si neprevăzute
• Supervizare in timpul construcției
• Asistenta tehnica
• Publicitate
• Taxe si comisioane legale

Totodată, costurile investiției sunt prezentate si sub forma unui Deviz general, intocmit conform HG 907/2016 in cadrul Studiului de Fezabilitate.

3.2 Costurile eligibile ale proiectului

Scopul proiectului este asigurarea energiei termice in SACET Arad .

Pentru eventualitatea unei finanțări prin PNRR in conformitate cu prevederile Ghidului Solicitantului aferent Măsurii de investiții 3 din cadrul PNRR cheltuieli indicative pentru proiectele finanțate în cadrul Obiectivului specific PNRR sunt redate mai jos :

Anexa 33 Date Finanțare PNRR

Nr.crt.	Surse de finanțare	Valoare lei
I.	Valoarea totala a proiectului, din care:-	520.037.796
La.	Valoarea neeligibila a proiectului	36.209.250
I.b.	Valoarea eligibila a proiectului	483.928.546
Lc.	TVA	98.622.944,50
II.	Contribuția proprie in proiect, din care:	36.209.250
ILa.	Contribuția solicitantului la cheltuielile eligibile	0
H.b.	Contribuția solicitantului la cheltuielile neeligibile	36.209.250
ILc.	Autofinanțarea proiectului	0
H.d.	TVA	6.879.757,5
III.	Asistenta financiara nerantbttrsabila solicitata	483.828.546

Determinarea contribuției maxime din fonduri publice nerambursabile:

Prin proiect se propune realizarea unei centrale de producere energie în cogenerare de înaltă eficiență cu o capacitate nominala electrica (output) de 33 MWe ( din care 31,2 MWe cu Ucog cu motoare cu gaz și 1.8 MWe cu Ucog.bio ) si o capacitate nominala termica de 31,2 MWt din unitățile de producție prin cogenerare si 104,5 MWt cu cazane ( Ufcog : 4*25 MWt cazane CAF si 4,5 MWt cazan abur CA )

Determinarea investi (iei de refer in fa (contracfaclual).

Investiția de referința (centrala termica echivalenta ; rețea de distribuție gaze naturale ) pentru Ufcog cu cazane prin care rezulta aceiași cantitate de energie termica produsa fara cogenerare ) mai puțin ecologică de producere energie termica care ar fi necesara pentru înlocuirea cazanelor a fost cuantificata conform valori pentru cazane din ordinul ANRE 78/2022 ( 70.000 €/MW; curs valutar : 4,2688 ) la 37159263,68 lei (8704850 euro) cu TVA ( fara TVA : 36209250 lei. respectiv 7315000 euro ).

Rezultă un procent de 6,94 % din total investiție sursa de cogenerare.

4 ANALIZA financiara
- 4.1 Metodologie si premise generale

Analiza financiara (AF) realizata ca cerința a Aplicației de finanțare si a legislației in vigoare, ia în considerare cerințele prezentate in Ghidul privind metodologia desfășurării analizei cost-beneficiu aferenta proiectelor ce solicita finanțare europeana. Obiectivul Analizei financiare (AF) este de a evalua viabilitatea si sustenabilitatea proiectului pe întreaga durata a proiectului, luând in considerare datele socio-economice, conceptele tehnice si estimările costurilor, asa cum sunt detaliate in capitolele respective ale Studiului de fezabilitate.

Metodologia utilizată este analiza fluxului de numerar actualizat, care presupune:

Se iau în considerare doar fluxurile de numerar, respectiv valoarea reală de numerar plătită sau primită pentru proiect. Elementele contabile asimilate, ca de exemplu rezervele de amortizare și fondurile de rezervă nu se includ în analiza financiară.

Se iau în considerare numai fluxurile de numerar din anul în care apar și vor fi proiectate pe o perioadă de referința de 20 de ani pentru sectorul energie, care include și perioada de implementare a operațiunii de 2 ani si 4 luni.

— Având in vedere ca durata de-viață economică utilă4LproiectuluLniLdepășește perioada de referință, s-a considerat valoarea reziduală egala cu 0. Valoarea reziduală se determina prin calcularea valorii actuale nete a fluxurilor de numerar pentru durata de viață rămasă a proiectului (diferența dintre durata de viață economică utilă și perioada de referință) care in cazul de fata este zero.

Venitul net actualizat al proiectului s-a calculat prin deducerea costurilor actualizate din veniturile actualizate, fluxurile de numerar au fost actualizate prin aplicarea la valoarea curentă a unei rate de actualizare financiară de 4 % în termeni reali, drept valoare de referință pentru operațiunile de investiții publice cofinanțate prin fondurile ESI.

Analiza financiară a fost elaborată din perspectiva proprietarului. Având in vedere ca proprietarul și operatorul sunt entități diferite, s-a efectuat o analiză financiară consolidată, care exclude fluxurile de numerar între proprietar și operator.

Analiza financiară s-a realizat la prețuri escaladate /iar evoluțiile preconizate ale prețurilor relative pentru inputuri cheie in proiect au fost luate în considerare în cadrul

I " / । 1

evaluării de risc.

- Analiza financiara a fost elaborată ținând cont de principiul incremental, respectiv de faptul că evaluarea impactului proiectului se realizează prin compararea a două scenarii:
> Scenariul contrafactual - proiecția fluxurilor de numerar în situația realizării unei investiții identificate conform prevederilor din Anexa 8 la Ghidul Solicitantului;
> Scenariul cu proiect - proiecția fluxurilor de numerar in situația implementării prezentului proiect.

In conformitate cu prevederile Ghidului solicitantului, a fost identificat un scenariu contrafactual, respectiv o situație in care se realizează o investiție identificata conform prevederilor din Anexa 8 la Ghidul Solicitantului. Astfel, in cadrul analizei financiare la rândurile 199 si 282 au fost identificate si cuantificate costuri si venituri operaționale aferente unui scenariu contrafactual.

Pe de alta parte, conform indicațiilor Ghidului privind Analiza Cost Beneficiu a proiectelor de investiții, întocmit de Comisia Europeana pentru perioada 2014-2020 Ia capitolul 2.1 scenariul contrafactual reprezintă ce se întâmpla cel mai probabil in absenta proiectului. Tot la capitolul 2.1 se recomanda o analiza a scenariilor contrafactuale identificate.

4.2 Evaluarea rentabilității financiare a investiției

Rentabilitatea financiară a investiției a fost evaluată prin estimarea valorii actualizate nete financiare și a ratei de rentabilitate financiară a investiției [VANF/C și RRF/C]¹. Acești indicatori compară costurile de investiție cu veniturile nete și stabilesc în ce măsură veniturile nete ale proiectului sunt în măsură să ramburseze investițiile, indiferent de sursele de finanțare.

Indicatorii rentabilității financiare a investiției se calculează pe baza fluxului de numerar net incremental, care se calculează ca diferență între fluxul de numerar net generat de scenariul cu proiect și fluxul de numerar net generat de scenariul contrafactual.

------------------------ X * >- ■ li ■ X

1 r as ■ 'i

Valoarea actualizată netă financiară (VANF) reprezintă sunttj cure rezultă după ce costurile de investiție, dc funcționare și de înlocuire preconizate (actualizate) ale proiectului sunt dedusf din valoarea actualizată a veniturilor preconizate Rata de rentabilitate financiară (RRF) este rata de actualizare care determină o VANI-' egală cu zero.

STUDIU DE FEZABILITATE

Sursă de producere :i energici termice ți electrice DDAADfAD

prin cogenemre de înnltâ eficient» WP iKUnKvvK

, , . ■ . i i /ctu * i CONSULTING

Implementare proiect la sursă CETH Arad

Analiza Cost Beneficiu (Capitol 9)- volum 2.1

Analiza realizata arata ca valoarea actualizată netă (VANF/C) este pozitiva si înainte de contribuția UE, ceea ce denotă faptul ca proiectul nu are nevoie de cofinanțare UE pentru a deveni viabil din punct de vedere financiar.

Valoarea pentru rata internă a rentabilității financiare a investiției (RIRF/C) calculata de 20.58 % la mai mare decât rata de actualizare folosită pentru analiză (4%) fiind conform cerințelor de finanțare prin PNRR (>= 14 % )

Fluxul de numerar net reprezintă diferența dintre intrările de numerar și ieșirile de numerar.

Datele utilizate în proiecția fluxurilor de numerar, sunt:

4.2.1 Ieșiri de numerar
- 4.2.1.1 Costurile de investiție totale

Acestea includ atât costurile de capital cât și costurile legate de implementarea proiectului care nu vor fi capitalizate (costuri cu pregătirea documentațiilor de finanțare, costuri cu managementul proiectului, costuri de publicitate și informare, costuri cu auditul proiectului, etc).

Costuri de investiție Scenariul 2 (selectat):

	Valoare)	TVA—	Valoare
Costuri Scenariul 2 (selectat)	fără TVA)		cu 1 VA
Costuri Scenariul 2 (selectat)	lei	lei	lei
Cheltuieli pentru obținerea și amenajarea terenului	25.486.461,00	4.842.427,59	30.328.888,59
Cheltuieli pentru asigurarea utilităților necesare obiectivului de investiții	0,00	0,00	0,00
Cheltuieli pentru proiectare și asistență tehnică	6.811.045,00	1.294.098,55	8.105.143,55
Cheltuieli pentru investiția de bază, din care:	459.092.160,45	87.227.510,49	546.319.670,94
Construcții și instalații	46.061.145,90	8.751.617,72	54.812.763,62
Montaj utilaje, echipamente tehnologice și funcționale	92.462.198,40	17.567.817,70	110.030.016,10
Utilaje, echipamente tehnologice și funcționale care necesită montaj	319.044.820,05	60.618.515,81	379.663 335,86

Utilaje, echipamente tehnologice și funcționale care nu necesită montaj și echipamente de transport	1.523.996,10	289.559,26	1.813.555,36
Dotări	0,00	0,00	0,00
Organizare de șantier	2.366.941,50	449.718,89	2.816.660,39
Comisioane, cote, taxe, costul creditului	969.666,70	0	969.666,70
Cheltuieli diverse și neprevăzute	23.962.680,19	4.552.909,24	28.515.589,42
Cheltuieli pentru informare și publicitate	35.000,00	6.650,00	41.650,00
Cheltuieli pentru probe tehnologice și teste	1.313.840,79	249.629,75	1.563.470,53
TOTAL GENERAL	520.037.795,62	98.622.944,50	618.660.740,11
din care: C + M (1.2+13+1.4+2+4.1+4.2+54.1)	164.146.425,30	5.762.653,46	36.092.408,49

Costuri de investiție Scenariul 1:

Costuri Scenariul 1	Valoare) (fără TVA)	TVA	Valoare cu TVA
Costuri Scenariul 1	lei	lei	lei
Cheltuieli pentru obținerea și amenajarea terenului	25.486.461,00	4.842.427,59	30.328.888,59
Cheltuieli pentru asigurarea utilităților necesare obiectivului de investiții	0,00	0,00	0,00
Cheltuieli pentru proiectare și asistență tehnică	6.094.445,00	1.157.944,55	7.252.389,55
Cheltuieli pentru investiția de bază, din care:	485.500.304,52	92.245.057,86	577.745.362,38
Construcții și instalații	48.403.700,73	9.196.703,14	57.600.403,87
Montaj utilaje, echipamente tehnologice și funcționale	98.141.423,49	18.646.870,46	116.788.293,95
Utilaje, echipamente tehnologice și funcționale care necesită montaj	337.431.184,20	64.111.925,00	401.543.109,20
Utilaje, echipamente tehnologice și funcționale care nu necesită montaj și echipamente de transport	1.523.996,10	289.559,26	1.813.555,36
Dotări	0,00	0,00	0,00
Organizare de șantier	2.366.941,50	449.718,89	2.816.660,39
Comisioane, cote, taxe, costul creditului	1.023.830,93	0	1.023.830,93
Cheltuieli diverse și neprevăzute	■25.999.699,18	4.939.942,84	30.939.642,02
Cheltuieli pentru informare și publicifate	35.000,00	6.650,00	41.650,00

Cheltuieli pentru probe tehnologice și teste

1.314.076,50

249.674,54

1.563.751,04

TOTAL GENERAL

547.820.758,62

103.891.416,26

651.712.174,88

din care: C + M

(1.2+1.3+1.4+2+4.1+4.24-5.1.1)

172.168.205,22

32.711.958,99

204.880.164,21

Date comparative scenarii SI și S2

Costuri/ Scenariu	S2	SI
	Lei fără TVA	Lei fara TVA
Deviz General	520.037.795,62	547.820.758,62
din care cap.4	459.092.160,45	485.500.304,52

4.2.1.2 Costurile de înlocuire

Având in vedere ca durata de viată economica a componentelor investiției este mai mare decât perioada de referința a proiectului, nu s-au prevăzut costuri de înlocuire pe perioada analizata.

4.2.1.3 Costurile de operare

A se vedea inclusiv cap. 2.4

Costurile de operare și mentenanță au fost împărțite pe componente variabile și fixe.

Situația centralizatoare a costurilor- Varianta fără proiect se regăsește in Anexa 1 la ACB.

//x. H A.

-A

4.2.2 Intrări de numerar

în prognoza veniturilor în scenariul cu proiect, pentru proiecția fluxurilor de numerar s-a ținut cont de situația concretă prin care se va realiza valorificarea agentului termic și apei calde menajere precum și a energiei electrice produse prin cogenerare de înaltă eficiența livrata în sistemul național. Energia termică se va livra la tarife reglementate la nivel local prin intermediul serviciului de utilitate publică și care la rândul ei o va vinde către utilizatorii finali. Pentru perioada de implementare a investiției s-au luat în considerare veniturile operaționale și cele de la bugetul local din varianta Iară investiție. Odată cu implementarea proiectului fondurile necesare pentru transferuri de la bugetul local pentru susținerea activității au fost considerate egale cu zero Iei.

Categorii de venituri:

Venituri din operare:

Aceste venituri includ intrările de numerar din vânzarea energiei termice si electrice produse in cogenerare.

Veniturile au fost determinate pe baza cantităților de energie vândute, previzionale pe perioada de referință a proiectului și pe baza prețurilor specifice, având în vedere concluziile analizei cererii.

Pentru fundamentarea cererii de energie termică și electrică, s-au luat în calcul a următoarelor aspecte:

- Evoluția numărului de consumatori de energie termică rezidențiali și non rezidențiali (evoluție demografică, evoluția gradului de conectare la rețeaua de termoficare, etc);
- Consumul specific pe tip de consumator și evoluția acestui indicator în condițiile schimbărilor climatice și a lucrărilor de reabilitare termică a locuințelor;

Pentru fundamentarea prețurilor, au fost avute în vedere următoarele aspecte:

- principiul „poluatorul plătește”, ținând seama de caracterul rezonabil al acestora;
- principiul recuperării integrale a costurilor, corelat cu analiza suportabilității de plată a beneficiarilor finali;
- aplicarea subvențiilor de preț conform reglementărilor în vigoare;
- modalitatea stabilirii prețurilor sau tarifelor (pe piață, bilaterale, reglementate) la energia electrică produsă și livrată în Sistemul energetic național;
- încasarea bonusului de referință pentru energia electrica produsa si livrata din centralele de cogenerare de înaltă eficiență.
- Venituri din vânzarea energiei termice

Sunt veniturile rezultate din vânzarea agentului termic către consumatori si reprezintă produsul dintre energia termica facturata la consumator si prețul energiei termice aprobat prin Ordinul ANRE 85/2022 .

- Venituri din energia electrica

La calculul veniturilor din energia electrica furnizata in rețeaua naționala si pentru bonusul de cogenerare s-a ținut cont de Ordinul ANRE nr. 85 /2022

Preț CO2

Prețul pentru CO2 utilizat in cadrul previziunilor se regăsește in Anexele 5gV3 la ACB.

Centralizatoarele datelor de intrări utilizate in analiza financiara, sunt prezentate pentru fiecare scenariu in parte după cum urmează:

Scenariul S1 - in Anexa 6a la ACB

9® PROARCOR

CONSULTING

Analiza de suportabilitate

Analiza de suportabilitate se elaborează în vederea stabilirii tarifului maxim ce poate fi suportat de populația beneficiară a serviciului de termoficare, tarif care să acopere atât costul de producere cât și valoarea investițiilor propuse a se realiza.

Veniturile populației deservite de SACET au un impact direct și semnificativ asupra gradului de suportabilitate a tarifelor pentru energia termică.

Analizând structura veniturilor la nivel național si ținând cont de aria de implementare a proiectului, s-a decis ca in cadrul proiectului, pentru populație (consumatori non-casnici) sa nu se tarifeze serviciul de furnizare al energiei termice la prețul de referința, ci in limita de suportabilitate stabilita la 8,5% din venitul pe gospodărie. Consumatorii non-casnici vor plăti prețul de referința calculat prin raportare la costurile de producție si livrare. Valoarea serviciilor va fi sub costul de producție, cheltuielile fiind compensate cu bonificațiile rezultate din producerea energiei in cogenerare de înalta eficienta.

Ponderea facturilor la energia termica din venitul pe gospodărie, este de 8,5% pentru Decila I si 7,19% pentru Decila 2.

Analiza de suportabilitate este prezentata in Anexa 19 laACB.

ÎMI

Hti

1«J

J!14_

1W#

■ ■la

JM5

1«V

iaip

1WJ

la ia

MJ»

1«H

1*41

1 .

•

| 4

1» _

. 1*..

țq

________

. bum?

• 111: **

ii ri

IM»

1HM

Ml-5*

tal al

W-H

«**.*•

«4»

nw w

M1.H

ii+4* j’

li 'i L“

U’H.M

HÎJII

, •*»<*

uri u

laM’l

1 MIJI

____PtrH la ai: ra i' |t ui ta wi 1.

. *11

«■k

—--

_ ---

ii "ît*

21H12L

* ¹-

* T~'

'ol

" mă

■ M

" .m.

an,

1 M

* ut

. .11“ '*

:«i⁴”

¹ 4M I*

”'444

nuc

a rwl '1

u 1 4

a 1 ; I a

t a '5 o*

1 H ■ '-4.

■ 1 -

ll*

O"*

. li*

, îfr*

_ o*

,****

. P"H»l

n, RM ■ <

...,,

—a om

44 Ml'

M M* 5*

11 M,

1 - • | rt M

Ml't!*

M 004 «4

ta pr-n i ■

44. 'a* h

■U 4»’- <<

‘"■■I

•a

«I 4¹ M

V Ort

4 ta

•»

- IV.

* mi

•

• t*

a ,a

im' I

1 ’ 44 1 •

“ t| | KM

* 41’4»

- *5.1*

■ « rn 4

1 :•«»

a 44’ -1

a ara ta

1 *’LP

* ri * i"

4 4La *i

« 4' » 4*

•■»4-«

’IIL

* i«H

—Li*:

’ im

—«UȘI

—U»

• 11*.

ÎL'.

4.3 Sustenabilitatea financiara

Verificarea sustenabilității financiare a proiectului a implicat proiectarea fluxului de numerar rezultat din intrările si ieșirile monetare.

Fluxul de numerar cumulat este pozitiv pe fiecare an al perioadei de analiză in timpul si după implementarea proiectului demonstrând astfel că proiectul nu întâmpină riscul unui deficit de numerar (lichidități) care să pună în pericol realizarea sau operarea investiției. Fluxul de numerar folosit în sustenabilitate nu a fost actualizat. Intrările au inclus toate veniturile din valorificarea serviciilor furnizate, inclusiv bonificațiile rezultate din producerea energiei in cogenerare. Ieșirile au fost reprezentate de costurile investiționale, costurile de operare și mentenanță și costurile cu materiile prime. / /

Tabelul sustenabilității financiare este prezentat în Anexa 7 laACB.

4.4 Indicatori financiari

Principalii indicatori financiari ceruți de ghidurile de Analiza Cost Beneficiu sunt: valoarea actualizata neta financiara si Rata interna de rentabilitate financiara calculate cu si fară asistenta

comunitara:

• Valoarea actualizata neta financiara a investiției înainte de asistenta comunitara (VNAF/C) si după (VNAF/K).
• Rata interna de rentabilitate financiara înainte de asistenta comunitara (RIRF/C) si după (RIRF/K).

Valorile actualizate nete (calculate la o rata de actualizare financiara de 4%) sunt prezentate in următorul tabel:

Calctiliil indicatorilor financiari

Modul detaliat de calcul al indicatorilor financiari este prezentat in Anexa 8a la ACB pentru scenariul 1 si Anexa 8b la ACB pentru Scenariul 2.

si Anexa 8b la ACB pentru Scenariul 2.

Valorile actualizate nete (VAN) precum si ratele interne de rentabilitate financiara - cu si fară asistenta comunitara pentru scenariul selectat S2 - sunt:

Anexa 24a E.1.2 Principalele elemente si narametri utilizati in analiza financiara
	Principalele elemente si parametri		Valoare neactualizata	Valoare actualizata (NPVJ
1	Perioada de referința (anij	20	fam TVA fara TVA
2	Rata de actualizare financiara (%)	4 0%	fam TVA fara TVA
3	Costurile de Investiție totale, fara neprevăzute [lei] neactualizate		495 358.751 15
4	Costurile de investiție totale, fara neprevăzute \|lei) actualizate			515 173.101 19
5	Valoarea reziduala Ooi) neactualizata		6.00
6	Valoarea reziduala Hch actualizata			0.00
7	Venituri Hei] actualizate			5.556.869.325.01
8	Costuri operaționale (Ini) actualizate			4.015.277.304 41
9	Venituri nete (lei) actualizate = Pi-(8) + (6) daca (7X8)			1.541.592.020.60
10	Costun de investiție minus venituri nete [Ari 55 (2)[ (lei, actualizate) - (4)-(91			•1.026.418.919,41

Indicatorii financiari (lei si euro)

Anexa 26a
Indicatori Financiari
Indicatori financiari	înainte de asistenta comunitara		După asistenta comunitara
1. Rată de rentabilitate financiară	20,58%	RIRF/C	104,07%	RIRF/K
2. Valoare actualizată netă (lei)	966.480.804^48	₍ VAN/C	1.315.955.749,23	VAN/K
3. Valoare actualizată netă (euro)	195.248.647,37	VAN/C	265.849.646,31	VAN/K
4. Raportul Cost/Beneficiu	0,72	C/B	0,69	C/B

Valoarea actualizată netă (VANF/C) a este pozitiva, ceea ce denotă faptul că proiectul nu are nevoie de cofinanțare UE pentru a deveni viabil din punct de vedere financiar.

Rata interna a rentabilității financiare a investiției a fost calculată luând în considerare costurile totale ale investiției ca o ieșire (împreună cu costurile de operare), iar veniturile ca o intrare. Ea măsoară capacitatea veniturilor din exploatare, de a susține costurile investiției. Valorile au fost determinate prin încercări succesive. Rata internă a rentabilității financiare reprezintă acea valoare a ratei de actualizare pentru care la sfârșitul perioadei de analiză, valoarea actualizată netă este egală cu zero.

Se poate observa că în urma analizei financiare VANF/C si RIRF/C prezintă valori pozitive, respectiv valoarea proiectului este pozitiva, iar rentabilitatea proiectului este peste rata de actualizare financiara . Finanțarea proiectului din fonduri publice' erambursabile va fi

I ⁰ * $ r I

U (. -J J?

evidențiata si de către analiza economica care va susține utilitatea sociala a proiectului.

Conform indicatorilor financiari rezultati, scenariul S2 este mai avantajos din punct de vedere financiar decât scenariul SI.

5 Analiza economica

5.1 Introducere, metodologie si ipoteze de

lucru

Analiza economica prezentata pentru scenariile SI și S2 este realizată ținând cont de prevederile Ghidului solicitantului privind elaborarea analizei cost-beneficiu. Analiza economică dovedește contribuția proiectului la progresul economic al regiunii si localității fiind elaborată din punctul de vedere al societății în calitate de cofinanțator al proiectului.

Indicatorii economici de performanță pozitivi justifică intervenția fondurilor publice în susținerea proiectului.

Conceptul cheie al analizei economice constă în cuantificarea beneficiilor și costurilor proiectului astfel încât acestea sa reflecte costul oportunității lor sociale. Aceasta cuantificare se realizează in trei pași, pornind de la datele analizei financiare:

- Conversia preturilor de piața in preturi contabile;
- Monetizarea extemalizărilor;
- Includerea efectelor indirecte.

Rata de actualizare utilizată în analiza economică (rata socială de actualizare ) luata in considerare este de 5,0% (pentru țările de coeziune, România fiind o țară de coeziune ).

în continuare sunt reluate și actualizate ipotezele utilizate în cadrul analizei financiare, completate și detaliate unde este cazul.

5.2 Costurile si beneficiile economice ale proiectului

Conversia preturilor

In analiza financiară elaborată din punct de vedere al beneficiarului, anumite elemente provin de pe o piață imperfectă. Astfel, în legătură cu ieșirile: reprezentând cheltuielile cu personalul, cheltuielile cu materiile prime și respectiv cheltuielile de operare și mentenanță acestea nu reflectă costul oportunității sociale.

In cazul cheltuielilor cu personalul, operațiunile pure de transfer către indivizi cum ar fi: contribuțiile de asigurări sociale, contribuțiile de asigurări pentru șomaj și contribuțiile de asigurări sociale de sănătate au fost omise;

Tot în această etapă, având în vedere faptul că prețurile se formează pe o piața locală (nerelevantă), acestea vor fi convertite cu ajutorul factorilor standard de conversie (SCF). Factorii de conversie, multiplicați cu prețurile de piața, generează valori în prețuri umbră. Această corecție este necesară.

t ' V Î*1

I d . h

VA < '⁷ & /

întrucât prețurile de piață nu reflectă întotdeauna costul de oportunitate al unui bun/serviciu. Factorii de conversie structurali sunt folosiți în cazul elementelor tranzacționabile minore (care au o pondere redusă în total) cum ar Fi electricitatea, produse și materiale locale, iar factorii de conversie specifici sunt folosiți pentru elemente majore cu o pondere semnificativă în total.

Factorul de conversie pentru forța de muncă :

Forța de muncă calificata a fost considerată ca nefîind distorsionată, deci factorul de conversie este I. Pentru forța de muncă necalificată, având în vedere că forța de muncă necalificată este achiziționată de pe piața locală afectată de șomaj, costul cererii de muncă a fost determinat ca produs între costul financiar al salariilor plătite și SWR.F („shadow wage rate factor”), unde SWRF = (1 -u)*( 1 -t); u - rata regională a șomajului și t - rata asigurărilor sociale incluse în costul forței de muncă . S-a stabilit că factorul de corecție pentru forța de muncă este de 0,88.Acesta a fost aplicat la numărul de angajați prevăzuți în proiect.

Astfel, în această etapă s-au efectuat următoarele corecții anuale :

Costuri variabile :

- materii prime (biomasa ): 0.85

-CO2:

Costuri var., diverse:

Costuri fixe

- CKeltuieiraFopTMenL

- Salarii:

- Costuri fixe diverse

- Costuri de investiție

Factorul de conversie pentru cheltuielile salariate (0.88): Forța de muncă calificata a fost considerată ca nefîind distorsionată, deci factorul de conversie este I. Pentru forța de muncă necalificată, având în vedere că forța de muncă necalificată este achiziționată de pe piața locală afectată de șomaj, s-a stabilit un factor de conversie de 0.8 cat recomanda si Ghidului privind Analiza Cost Beneficiu a proiectelor de investitii, întocmit de Comisia Europeana pentru perioada 2014 - 2020. S-a stabilit că factorul de corecție pentru forța de muncă este de 0.88. Acesta a fost aplicat la numărul de angajați prevăzuți în proiect.

Factorul de conversie pentru materii prime (biomasa) a fost stabilit la 0,85. deoarece acesta va fi parțial achiziționată de pe piața locala .

( ț •'^T * w \

Factorul de conversie pentru CO2 (1.05): conversia de la prețurile financiare la prețurile economice s-a W-W

făcut printr-un factor de conversie standard. SCF a fost calculat pe baza diferențelor medii între prețurile interne și internaționale.

Costuri variabile, diverse (0,95): s-a calculat un factor de conversie standard de 0,95. deoarece aceste costuri vor fi plătite pe piața locala.

Cheltuielile de operare si mentenanta (1,00): au fost evaluate pe baza preturilor mondiala Nu este necesară o conversie specifică, deoarece se presupune că prețurile de pe piață reflectă prețurile economice Costuri fixe (1,02): SCF a fost calculat pe baza diferențelor medii între prețurile interne și internaționale. Factorul de conversie pentru costuri de investiție (1,00): această categorie cuprinde toate bunurile și serviciile incluse în costul proiectului, care pot fi evaluate pe baza prețurilor mondiale. într-o economie deschisă, cu proceduri internaționale pentru achiziția de echipamente, materiale și servicii, această categorie cuprinde, toate costurile proiectului. Nu este necesară o conversie specifică, deoarece se presupune că prețurile de pe piață reflectă prețurile economice.

Veniturile din operare (energie si bonusuri) au un factor de conversie de 1,023 calculat ca diferența intre prețul pieței interne si celei internaționale.

Situația cheltuielilor după conversia preturilor este prezentata in Anexa9a laACB pentru scenariul SI

4—4 PMWM *■+

MB—Maa—a + ■.—

Ta—

IUI

ÎMI

ini

tU4

ia'

M»

M»¹

IUI

•11

IBM

1414

Mia

iu»

IUI

aaM

■444

< l.H

■4

•

11.....

I l

i ■

ItUun

IWMJI

IU MM LI

|T Mt^l

i«

Ml Mă?»

in oui

țll Ml .11

H’MJt

1*1 MIM

r4i

14+11141

f.L IM ++

IM IU4+

• -

■ • ••

t" t foa

1 1 a. i ia

| ■ 1< M

n ut

JU SUL

14'T

• ¹

>1 *»’••

î— I» jt

—

Ni' ’-i—

* V

¹ r¹

• }4 M

r- 154 M

MJ 1

*■ i ■»

¹:

i.m

• ••

N«Ui

««13

MMI

1' WJ?

41IXM

44 Ml M

«IUJ<

ritm

. MfLH

mu»

M*4*»

M ••!«

MH1J*

|a Ml II

P i»<

•• •.!•*

nw im

.J4M-U.

V*»

r«-H

VI* 3

i»*r*i

l««UM

MM li

--rmi--

• U

|> IM 1

nri*

. ■

V '

aHU

Mi»».;

.MBWf

■II'IM

EUIXL <"MU.I1 KU

•J*

««V

___1=___

iii

IBM'.

iMMt»'

l«-al

Situația veniturilor după conversia preturilor este prezentata in Anexa 10a la ACB pentru scenariul S1

MB.MM iiaMFjMBI ly>4

____Hi___

aj9j_

__EU__

MII

-KM—

IBM

—EE—

2? .

—ea—

ia»

1 te"

■ ■M

■ a

Jfllf.l!

*«” 1

■ ■M4<l

- ,_p.,

—i VBi +4

•l*MI ■

"‘■Try

«44- M

+ "-yi

'M V

H*« » ’l

-ț<r .

. •••

"•nn

M]4|«.|l

si Anexa 10b laACB pentru scenariul S2.

■*

-ISJ-

--tu--

----t*u----

--B*--

W..

w»

M»-

ÎMI

1*41

.. U

1»

TFltW-iW

IS-

—X-

■V"

—

MW"

■1^1"

w? Ha '1

aa +M.M.

I.W2’

M--4M

4* ;*»<■■

44 *I«M

«■ .***■

M FM ■)

«• +M M

«4-i.Min

■II OM la

W M

*.•

• M

411K1 «F

im m u

U1M+M

4*4 MF.U

FM MM

m 4M U

■“W

<»«’4 4|

influențează bunăstarea terțelor părți tară a avea o compensare monetară. în consecință, ele nu sunt surprinse în mecanismele de piață și nu sunt monetizate, de vreme ce efectele lor se transmit prin intermediul variabilelor reale care influențează bunăstarea indivizilor și nu prin mecanisme de preț. Aceste efecte trebuie cuantificate și evaluate sub o formă monetară pentru a fi incluse ca un element de intrare sau ieșire.

Efectele externe generate de un proiect pot fi ușor identificate, însă sunt adeseori dificil de cuantificat. După cuantificarea în termeni fizici, o valoare monetară trebuie atribuită beneficiului cantitativ, însă această operație solicită aproximări și recurgerea la practici consolidate la nivel internațional.

Din cadrul extemalităților pozitive identificate de implementarea prezentului proiect prezentăm în continuare beneficiile socio-economice care vor viza :

- creșterea nivelului de trai, prin creșterea confortului termic;
- implicarea activă a mediului de afaceri local, regional precum și a autorităților locale în procesul de valorificare a resurselor regenerabile de energie;
- protecția mediului prin reducerea emisiilor poluante și combaterea schimbărilor climatice;
- reducerea emisiilor de SO2, NOx cu impact asupra sănătății locuitorilor, recoltelor, încălzirii globale, în vederea monetizării extemalităților s-a utilizat studiul finanțat de Comisia Europeană și intitulat “Externalities of Energy: Extension of accounting framework and Policy Applications” Methodology 2005 Update.

în lume, peste un miliard de oameni inspiră aer poluat, cei mai afectați de poluare fiind copiii și bătrăriîî. în acest sens controlarea poluării industriale este o problemă majoră la nivel național, care se cere rezolvată în cel mai scurt timp.

Ca și impact social major al acestui proiect s-a considerat influența poluării asupra sănătății locuitorilor din perimetrul proiectului.

Principalele boli cauzate de poluarea aerului cu acești agenți sunt bolile cardio-respiratorii. S-a considerat ca un procent de 3,5% din populație se îmbolnăvește din cauza poluării aerului.

Fără implementarea acestei investiții prin care se folosesc surse regenerabile nepoluante pentru obținerea agentului de încălzire, numărul de îmbolnăviri în urma continuării emisiilor poluante va crește cu 10% în fiecare an.

Prin implementarea proiectului care duce la reducerea emisiilor poluante se va evita creșterea numărului de îmbolnăviri cu afecțiuni cardio vasculare si chiar va scădea cu 10% in fiecare an, deci un impact pozitiv asupra sănătății locuitorilor.

Costurile medicale evitate au fost determinate ca

intre numărul îmbolnăvirilor evitate cu o medie

de 440 lei/luna pentru 12 luni/an.

Cheltuielile din producție evitate reprezintă timpul de munca al populației active economisit datorita scăderii numărului de îmbolnăviri si s-a calculat ca si produs intre numărul îmbolnăvirilor evitate cu un salariu mediu lunar de 2.000 lei/luna.

S-au luat in considerare beneficiile din reducerea emisiilor de CO2 conform precizărilor din Ghidul privind Analiza Cost Beneficiu a proiectelor de investiții, întocmit de Comisia Europeana pentru perioada

2014 - 2020, secțiunea 2.8.8. S-a luat in considerare un preț de 25 euro/tona CO2 in 2010 (33 euro/t in anul 2018) care creste pana la 45 euro/tona in anul 2030.

Externalitatile identificate au fost introduse în analiza economică prin aplicarea metodei incrementale fiind calculate costuri (beneficii economice) numai pentru diferența dintre scenariul cu proiect și scenariul fară proiect.

Previzionarea monetizării externalitatilor este prezentata in Anexa Ha ACB pentru scenariul SI

!■><

iu,

_HU-

।

♦ ..

—HȚ—

TTftii.CutîllU twvDtm

—

«N

• 44KP

1 MU1

lr<rtM

ucn.ii

ix».n

UWii*

II W>,“J

li.*U.r

lHU.it

si Anexa 11b la ACB pentru scenariul S2.

Hi'**-

- rj •

•

—Ttr

m-Tfil iî*«HW

LjULMUroi' h - r- ri-V

_____UZI

<1 i»»

^UIUI

fT^-1

rl^nU

U -nHji

Beneficiile economice ale proiectului si modul de calcul al acestora sunt prezentate in Anexa 12a la ACB

si Anexa 12b la ACB pentru scenariul S2.

. Ml

H?J

■

1'*

■■

Ml * 1

4 1 * W. « "4

IO .1. V

l’L 4^

Mi Mii

14 a 11 43

(* yi **

ir¹"-"

n7Tu.uMniii

-----MS

•*

_____1£1£

Mi kMM

MIM*,.)

"i ““.n

«JIOM h

«U «w. **

■rțw m

MIJMW

5.3 Indicatorii economici ai proiectului. Concluzii

Analiza indicatorilor economici de rezultat ai prezentului proiect s-a realizat pornind de la ipotezele de lucru si metodologia descrise mai sus. Calculul indicatorilor de rentabilitate economica s-a realizat pe baza costurilor si beneficiilor incrementale.

Indicatorii economici cu datele care au stat la baza calculării acestora sunt prezentati in tabelele din Anexa 13a la ACB pentru scenariul SI

Proiectul arata indicatori economici satisfăcători cu beneficii economice care depasesc semnificativ costurile economice. Asa cum se vede si din indicatorii rezultati, scenariul S2 este mai avantajos economic decât scenariul SI.

Indicatorii economici :

Anexa 26b Indicatori economici
Indicatori economici	înainte de asistenta comunitara		După asistenta comunitara
l. Rată de rentabilitate economica	1577,77%	RIRE/C	88,70%	RIRE/K
2. Valoare actualizată netă (lei)	1.761.794.659,27	VANE/C	1.762.077.269,27	VANE/K

3. Valoare actualizată netă (euro)	355.918.112,98	VANE/C	355.975.205,91	VANE/K
4. Raportul Cost/Beneficiu	0,59	C/B	0,66	C/B

6 Analiza riscului si a senzitivitații

Conform articolului 40 (e) din Regulamentul 1083/2006 si Ghidului pentru Analiza Cost-Beneficiu. este necesara realizarea unei analize a riscului si senzitivi tații pentru toate proiectele majore, in vederea evaluării modificării principalilor parametri economici si financiari referitori la fiabilitatea proiectului si. pe de alta parte, a nesiguranței in ceea ce privește implementarea proiectelor de investiții.

In ceea ce privește proiectele ne-majore. se recomanda o analiza a senzitivi tații in forma cantitativa si analiza riscului cel puțin in forma calitativa.

6.1 Analiza de senzitivitate

Obiectivul analizei de senzitivitate este identificarea variabilelor cheie si a impactului potențial al acestora in ceea ce privește modificarea indicatorilor financiari si economici.

In general, analiza de senzitivitate ia in considerare efectele variației parametrilor cheie asupra „rezultatelor financiare”, precum si a „rezultatelor economice”.

Scopul analizei de senzitivitate este de a determina variabilele sau parametrii critici ai modelului, ale căror variatii, in sens pozitiv sau negativ, comparativ cu valorile folosite pentru cazul optimal, conduc la cele mai semnificative variatii asupra principalilor indicatori ai rentabilității; cu alte cuvinte, influienteaza in cea mai mare măsură acești indicatori.

Criteriul de distingere a acestor variabile cheie variaza conform specificului proiectului analizat si trebuie determinat cu mare acuratețe.

Variabilele cele mai importante considerate in analiza de senzitivitate a indicatorilor financiari sunt următoarele:

Investițiile (costurile de investitii)

Costurile de operare si întreținere;

Veniturile din energie si operare;

Costurile cu materiile prime.

Valorile specifice ale celor doi indicatori financiari - Valoarea Actualizata Neta Financiara si Rata Interna de Rentabilitate Financiara - sunt prezentate pentru modificările fiecărui factor de influenta cu ±1%, ±5% si ±10%. Rezultatele analize' sunt prezentate in următoarele tabele: / c/ \ '\

/ c / ^c

Valoarea Actualizata Neta Financiara pentru modificările procentuale specificate ale factorilor de influenta analizați

Analiza senzitivitatii Anexa 14

Anexa 14a

VANF/K	-10%	-S%	-1%	0%	1%	5%	10%
Costuri dc investiții	1 348 493 096	1 345 081 502	1 342 352 227	1 315 955 749	1 337 121 117	1 318 925 950	1 296 181 992
Costuri de operare si întreținere	l 392 977 491	1 367 323 700	1 346.800 666	1 315 955 749	1 336 539 150	1 316016 117	1 290 362 325
Venituri din energie + operare	833.612 045	1 087 640 977	1 290 864 122	1 315 955 749	1 392 475 694	1 595 698 840	1 849 727 771
Costuri cu materiile prime	1 611 245 277	1 476 457 592	1 368 627 445	1 315 955 749	1 314 712 371	1 206 882 224	1 072 094 540

Anexa 14b

VANF/C	-10%	-5%	-1%	0%	1%	S%	10%
Costuri de investiții	1.000.510 540	977 766 583	959 571 416	966 480 804	950 473 833	932 278 667	909 534 709
Costuri de operare si întreținere	1 006.330 207	980 676 416	960 153.383	966 480 804	949 891 867	929 368 833	903.715.042
Venituri din energie + operare	446 964 762	700 993 693	904 2)6 839	966 480 804	1 005 828 41 1	1 209 051 556	1 463 080 488
Costuri cu materiile prime	1 224 597 993	1 089 810 309	981 980 162	966 480 804	928 065 088	820 234 941	685 447 256

Anexa 14c

VANE/C	-10%	-5%	-1%	0%	1%	5%	10%
Costuri de investiții	1 761 838 689	1 761 816674	1 761 799 062	1 761 794 659	1 761 790 256	1 761 772 644	1 761 750 630
Costuri de operare si inirctinere	1 801 323 247	1 781 558 953	1 765 747 518	1 761 794 659	1 757 841 801	1 742 030 366	1.722 266 072
Venituri din enereie + operare	1 345 383.045	1 553 721 830	1 720 392.858	l 761 794 659	1 803 728 372	1.970 399 400	2 178 738 184
Costuri cu materiile prime	1 934 803 533	1 848 299 096	1 779 095 547	1 761 794 659	1 744 493 772	1 675 290 223	1 588 785 786

Anexa 14d

RIRF/K	-10%	-5%	-1%	0%	1%	5%	10%
Costuri de investim	106.26%	102.20%	99.18%	104,07%	93.91%	79.51*.	67,02%
Costuri de operare si întreținere	100.70%	99.58%	98 68%	104.07%	98 23%	97.32%	96,41%
Venituri din energie ¹ operare	90.88%	99.04%	95,92%	104.07*o	100.95"o	110,57*.	121.84%
Costuri cu materiile prime	111.34%	105.03%	99,80%	104.07%	97.ll*n	91.58°.	86,O5’_o

Datele in detaliu se regăsesc un Volumul de Anexe atașat!

Prezentarea grafica a impactului modificării procentuale a variabilelor analizate asupra indicatorilor financiari si economici Valoarea Actualizata Neta si Rata Interna de Rentabilitate este prezentata sintetic in Anexele I5a,b,c si d , in Anexele 16 si 17 iar in figurile 18 a,b si c sunt prezentate graficele corespunzătoare:

Anexa 15a

VANF/K	-10%	-5%	0%	5%	10%
Costuri de investitii	1.348.493.096	1.345.081.502	1.315.955.749	1.318.925.950	1.296.181.992
Costuri de operare si întreținere	1.392.977.491	1.367.323.700	1.315.955.749	1.3 16.016.117	1.290.362.325
Venituri din energie + operare	833.612.045	1.087,640.977	1.315.955.749	1.595.698.840	1.849.727.771
Costuri cu materiile prime	1.611.245.277	1.476.457.592	1.315.955.749	1.206.882.224	1.072.094.540

Anexa 15b

VANF/C	-10%	-5%	0%	5%	10%
Costuri de investitii	1.000.510.540	977.766.583	966.480.804	932.278.667	909.534.709
Costuri de operare si intretinere	1.006.330.207	980.676.416	966,480.804	929.368.833	903.715.042
Venituri din energie +• operare	446.964.762	700.993.693	966.480.804	1.209.051.556	1.463.080.488
Costuri cu materiile prime	1.224.597.993	1.089.810.309	966.480,804	820.234.941	685.447.256

Anexa 15c

VANE/C	-10%	-5%	0%	5%	10%
Costuri de investiții	1.761.838.689	1 761.816.674	1.761.794.659	1.761.772.644	1.761.750.630
Costuri de operare si intretinere	1.801 323.247	1.781 558.953	1.761.794.659	1.742.030,366	1.722.266.072
Venituri din energie + operare	1.345.383.045	1.553.721.830	1.761.794.659	1.970.399.400	2.178.738.184
Costuri cu materiile prime	1.934.803.533	1.848.299.096	1.761.794.659	1.675.290.223	1.588.785.786

Anexa 15d

R1REK	-10%	-5%	0%	5%	10%
Costuri de investiții	106.26%	102.20%	104.07%	79.51%	67.02%
Costuri de operare si intretinere	100.70%	99.58%	104,07%	97.32%	96.41
Venituri din energic । operare	90.88%	99.04%	104.07%	110.57%	121.84%
Costuri cu materiile prime	111.34%	105.03%	104.07%	91.58%	86.05%

Anexa 16

Variabila	Costuri de investiții	Costuri de operare si intretinere	Venituri din energie + operare	Costuri cu materiile prime
VANF/K	1.61%	1.56%	5.81%	-0.09%
VANF/C	-1.66%	-1.72%	4.07%	-3.97%
VANE	0.00%	-0.22%	2.38%	-0.98%

Anexa 17

Variabila	VANF/K	RIRF/K	VANF/C	VANE/C
Costuri de investitii	1,61%	-9,76%	-1.66%	0.00%
Costuri de operare si intretinere	1.56%	-5.61%	-1.72%	-0.22%
Venituri din energie + operare	5.81%	-3.00%	4.07%	2.38%
Costuri cu materiile prime	-0.09%	-6,69%	-3.97%	-0.98%

Impactul variabilelor factoriilor de influenta asupra indicatorului financiar Valoarea

Actualizata Neta Financiara totala

Impactul variabilelor asupra VANE/C

2 500.000.000

2.000.000000

1.500.000.000

1.000.000 000

500.000.000

iS । Costuri de tnvesbt»

Costuri de operare st întreținere

dinSftirgie + Girare 5% 1W Costuri cu materiile prime

Impactul variabilelor factoriilor de influenta asupra indicatorului financiar Valoarea Actualizata Neta

Financiara de capital

Impactul variabilelor asupra VANF/K

2 000 000.000

1 800 000.000

1.600 000.000

1400.000.000

1 200.000 000

1.000.000.000

800.000.000

600 000.000

400.000,000

200.000 000

Costuri de investiții

d'^{n enerB}'^e

------- Costuri de operare si întreținere

Impactul variabilelor factoriilor de influenta asupra indicatorului financiar Rata Interna de Rentabilitate

PROARCOR

CONSULTING

150,00%

100,00%

50,00%

0,00%

-10%

din energie + oper.y^

Documentul Comisiei Europene “Guide to Cost-Benefit Analysîs of Investment Projects” recomanda selectarea acelor variabile care induc o variație de cel puțin 1 % a Ratei Interne de Rentabilitate la o modificare a valorii indicatorului de influenta cu 1%.

Grafic, modificarea procentuala a indicatorilor financiari si economici la modificarea cu 1% a factorilor de influenta analizati, se prezintă anexa 17 a ■

Variabile critice

-6.00%

Se observa faptul ca, la creșterea costurilor de investitii si a costurilor de operare si întreținere

nivelurile negative ale valorii actualizate nete se accentuează, in timp ce creșterea veniturilor din

operare si energie au efect in sens invers.

Cel mai mare impact si, ca atare, variabilele considerate „sensibile” la nivelul acestui proiect sunt veniturile din operare (prețul energiei termice si electrice furnizate) si costurile cu materiile prime -aceste variabile necesitând o monitorizare constanta in vederea derulării in bune condiții a proiectului.

6.2 Analiza riscului

Scopul analizei riscurilor este de a evalua probabilitatea ca modificările datorate riscurilor sa aiba loc efectiv, avand rezultatele exprimate ca o deviație medie si standard estimata pentru acei indicatori.

Având in vedere faptul ca acest proiect nu este unul major, analiza de risc va sublinia importanta incadrarii in valorile stabilite ale investiției in vederea atingerii eficientei scontate a proiectului.

Analiza de risc ia in considerare următoarele variabile senzitive:

Costurile de investiție;

- Costurile de întreținere si operare;
- Veniturile;
- Finanțarea nerambursabila.

Totuși, analiza de risc, așa cum este prezentata in detaliu in continuare indica faptul ca nu exista un risc serios pentru implementarea si operarea cu succes a Măsurii Proiectului.

Conform Articolului 101 (Informații necesare pentru aprobarea unui proiect major) al Regulamentului (UE) nr. 1303/2013, ACB trebuie să includă o evaluare de risc. Regulamentul de punere în aplicare 2015/207 al Comisiei specifică setul minim de riscuri de inclus în Analiza de Risc. Scopul este de a gestiona incertitudinea legată de proiectele de investiții, incluzând riscul aferent efectelor adverse ale schimbărilor climatice asupra proiectului. Analiza de Risc este o parte integrantă a dezvoltării proiectului și a analizei opțiunilor, și va fi pregătită în paralel cu alte activități din proiect.

în contextul ACB, scopul analizei de risc este de a evalua soliditatea proiectului în termeni de performanță financiară și economică. în acest scop, analiza de senzîtivitate urmărește identificarea variabilelor „critice” și impactul lor în ceea ce privește schimbările în indicatorii financiari și economici, iar analiza de risc are ca scop estimarea probabilității de apariție a acestor modificări.

Analiza de risc a fost elaborata in 3 etape:

1) Analiza Calitativă de risc: Această etapă include identificarea efectelor adverse pe care proiectul ar putea să le întâmpine. Odată ce acestea sunt identificate, poate fi construită o matrice de risc

STUDIU DE FEZABILITATE

Sursă de producere a energiei termice și electrice DDHADfAD

prin cogenerare de înaltă eficientă WF rKUnKvvK

7 , . ... . _rr_T,, . । CONSULTING

Implementare proiect 1a sursă CETH Arad

Analiza Cost Beneficiu (Capitol 9)-volum 2.1

corespunzătoare, pentru a observa posibilele cauze ale riscului (ajută la înțelegerea complexităților proiectului); și pentru a atribui o probabilitate de apariție fiecărui eveniment advers.

2) Analiza Probabilității riscului: Este necesară acolo unde expunerea reziduală este încă semnificativă. Această etapă include stabilirea unei distribuții de probabilitate pentru fiecare dintre variabilele critice ale analizei de senzitivitate, și recalcularea performanței așteptate a indicatorilor din cazul de baza.
3) Prevenirea si atenuarea riscului: Etapele anterioare definesc baza pentru strategia de prevenire și atenuare a riscului în cadrul proiectului. în această etapă, trebuie clarificat ce nivel al riscului de proiect este acceptabil și modul în care va fi gestionat, incluzând măsurile specifice și responsabilitățile privind atenuarea și/sau prevenirea sa.

Analiza calitativa a riscurilor

1. Identificarea riscurilor

Etapa de pregătire a proiectului

Riscuri tehnice:

Neîndeplinirea cerințelor Ghidului Solicitantului privind conformitatea si eligibilitatea proiectului Stabilirea unor soluții tehnice/opțiuni care nu îndeplinesc toate obiectivele proiectului si ale programului de finanțare

- Necorelări intre obiectivele proiectului, soluțiile tehnice, activități si buget
- Calitatea necorespunzătoare a documentelor de pregătire a proiectuluF(Stu<liu de Fezabilitate. ACB, etc.)
- Stabilirea bugetului in baza unor oferte incomplete/ diferite de soluțiile propuse
- Neatingerea unor indicatori economico-financiari care sa justifice realizarea investiției
- Cheltuieli neeligibile prea mari si imposibilitatea cofinanțării proiectului

Riscuri externe

- Contractarea unor prestatori incapabili sa realizeze documentele ce stau la baza proiectului, la parametrii solicitați
- Modificări legislative care pot afecta documentele proiectului

Modificări ale preturilor de piața pentru echipamente/lucrări si in consecința a bugetului proiectului

Imposibilitatea obținerii unor oferte complete pentru soluțiile alese in studiul de fezabilitate

Număr insuficient de consumatori (neatingerea parametrilor de viabilitate a investiției)

Imposibilitatea asigurării biomasei utilizata ca materie pri

PROARCOR

CONSULTING

Riscuri organizaționale

- Incompatibilitatea proiectului cu alte investiții/ programe/ strategii Imposibilitatea asigurării resurselor umane necesare pregătirii proiectului Deficiente in asigurarea fondurilor necesare pregătirii proiectului

Riscuri de management al proiectului

Estimare eronata a timpilor de lucru si a resurselor necesare pregătirii proiectului

Lipsa activității de control al îndeplinirii obiectivelor propuse

Deficiente de comunicare

Etapa de implementare a proiectului

Riscuri tehnice:

- Condiții meteorologice nefavorabile pentru realizarea lucrărilor de construcții
- întârzieri in implementarea proiectului datorate procedurilor de achiziție: perioade prea lungi de verificare a documentelor la ANAP, clarificări, modificări, contestații
- Contractarea unor executanți si prestatori incapabili sa implementeze soluțiile prevăzute in Studiul de Fezabilitate
- Modificări tehnologice (de fabricație) ale echipamentelor prevăzute in proiect Proiectarea neadaptata la condițiile specifice infrastructurii actuale si a situației din teren, ca urmare a evaluării incorecte a stării actuale a infrastructurii
* întârzieri in realizarea lucrărilor, datorita alocărilor defectuoase de resurse din partea executantului
- Nerespectarea specificaților tehnice si a standardelor de calitate in execuția lucrărilor Variabilitatea calității materialelor cu menținerea prețului
- Indisponibilitatea temporara a unor materiale/echipamente ca urmare a creșterii cererii pe piața a materialelor de construcții
- Apariția necesității realizării de lucrări suplimentare

Potențiale modificări ale soluțiilor tehnice, ce pot duce la anularea/diminuarea plăților din fonduri nerambursabile

- Riscuri de poluare a aerului pe parcursul execuției lucrărilor

Riscuri externe

- Neîncadrarea efectuări lucrărilor de către constructor in graficul de timp aprobat si in cuantumul financiar stipulat in contractul de lucrări

Furnizarea unor dotări/echipamente neconforme

Modificarea cadrului legislativ, care poate afecta structura si activitatea echipei de implementare a proiectului, cheltuielile prevăzute in bugetul proiectului, etc.

Creșterea taxelor si impozitelor

Nerespectarea clauzelor contractuale de către furnizori, prestatori, executanți, sau subcontractanți

Riscuri organizationale

- Necorelarea graficului investiției cu alte proiecte de dezvoltare (ex. reparații drumuri, apa si canalizare, etc.)

Resurse financiare ale instituției insuficiente

Imposibilitatea asigurării resurselor umane necesare implementării proiectului

Instabilitatea angajaților care poate afecta echipa de implementare a proiectului

Riscuri de management al proiectului

Indisponibilitatea/insuficienta resurselor financiare pentru acoperirea cheltuielilor eligibile ale proiectului pana la rambursare

Indisponibilitatea/insuficienta resurselor financiare pentru co-finanțare si pentru acoperirea cheltuielilor neeligibile întârzieri în rambursarea/plata cheltuielilor

Neîncadrarea în costurile prevăzute in proiect întârzieri în desfășurarea unor activități care duc la deficit de fluxuri de numerar (de ex. nu se pot depune cererile de rambursare/plata conform programărilor si nu se încasează sumele necesare pentru continuarea activității)

Lipsa resurselor umane corespunzător pregătite pentru implementarea proiectului

Necunoașterea legislației în domeniile vizate de proiect

- Riscuri de conflict în cadrul echipei de proiect

Lipsă de comunicare, comunicare ambiguă, defectuoasă, ineficientă între membrii echipei de proiect

Lipsa procedurilor și a instrucțiunilor de lucru

Coordonare defectuoasă în realizarea fazelor (coordonare și monitorizare ineficienta, planificare

defectuoasă)

Etapa de operare a proiectului

Riscuri tehnice

Riscuri legate de contractarea unui operator cu capacitate reala de operare a infrastructurii create

.. .............. .... AZ

Itii'ki piirametrii programați

Modificări tehnologice; imposibilitatea asigurării mente

- Nerespectarea producției de energie calculate in proiect

Riscuri externe

Imposibilitatea asigurării unui număr suficient de consumatori

Imposibilitatea asigurării biomasei utilizate ca materie prima, la parametrii calitativi si cantitativi stabiliți

Modificări legislative care pot afecta condițiile de operare, încasările si plățile

- Creșterea preturilor la materia prima, materiale si servicii necesare pentru operare

Riscuri organizaționale

- Imposibilitatea asigurării resurselor umane necesare operării proiectului

Insuficienta/alocarea defectuoasă a resurselor financiare

Riscuri de management

- Coordonare defectuoasă în activitățile de exploatare a investiției

2. Managementul riscurilor

In urma identificării riscurilor, s-a stabilit impactul ce-1 pot avea acestea asupra proiectului si probabilitatea de apariție, după care s-au identificat o masurile de management al riscurilor prin care acestea pot fi atenuate sau chiar eliminate, conform tabelului următor:

Nr. crt.	Riscuri	Probabilitatea de apariție (inuinle de aplicarea masurilor de atenuare)	Masuri de atenuare a riscurilor
1	Riscuri in etapa de pregătire a proiectului
l.l	Riscuri tehnice
1.1.1	Neîndeplinirea cerințelor Ghidului Solicitantului privind conformitatea si eligibilitatea proiectului -Impact semnificativ	30%	- Contractarea unor operatori specializați pentru pregătirea documentelor proiectului, cu specialiști in domeniul accesării de fonduri nerambursabile; - Urmărirea cu atenție a cerințelor Ghidului Solicitantului; - Pregătirea si atașarea documentelor justificative care sa înlăture orice posibilitate de interpretare eronata;

CONSULTING

			- Luarea de masuri pentru îndeplinirea tuturor cerințelor impuse.
1.1.2	Stabilirea unor soluții tehnice/opțiuni care nu îndeplinesc toate obiectivele proiectului si ale programului de finanțare - Impact semnificativ	35%	- Contractarea unor operatori specializați pentru pregătirea documentelor tehnice ale proiectului, cu specialiști in domeniul energiei regenerabile si a soluțiilor de cogenerare de înalta eficienta; - Corelarea obiectivelor proiectului si ale documentației tehnice cu cele ale programului de finanțare/obiectivului specific; - Verificarea si aprobarea documentației tehnice de către Consiliul Local.
1.1.3	Necorelări intre obiectivele proiectului, soluțiile tehnice, activități si buget - Impact mediu	40%	- Organizarea unor întâlniri de lucru cu specialiștii implicați in pregătirea proiectului, pentru corelarea documentelor, in ceea ce privește
			activitățile, soluțiile tehnice, obiectivele si bugetul proiectului; - Verificarea tuturor documentelor de către echipa LUP, înainte de transmiterea proiectului.
1.1.4	Calitatea necorespunzătoare a documentelor de pregătire a proiectului (Studiu de Fezabilitate. ACB, etc.) - Impact mediu / /	25%	- Contractarea unor operatori specializați pentru pregătirea documentelor proiectului, cu experiența si specialiști in domeniul proiectului; - Verificarea de către si aprobarea documentelor de către UiP/Consiliul Local.

1.1.5	Stabilirea bugetului in baza unor oferte incomplete/ diferite de soluțiile propuse - Impact mediu	20%	- Realizarea unui studiu de piața anterior Studiului de Fezabilitate; - Analiza soluțiilor si stabilirea bugetului conform preturilor de piața si a investițiilor similare realizate la nivel național si european.
1.1.6	Neatingerea unor indicatori economico-financiari care sa justifice realizarea investiției -Impact semnificativ	35%	- Realizarea Analizei Cost-Beneficiu conform reglementarilor in vigoare si a indicaților Ghidului Solicitantului; - Urmărirea realizării corecte a etapelor si calculelor ACB; - Identificarea unor noi soluții tehnice si de finanțare a investiției, in cazul in care nu se ating indicatorii minimi impuși de program pentru justificarea finanțării sau care sa justifice realizarea investiției.
1.1.7	Cheltuieli neeligibile prea mari si imposibilitatea cofinanțării proiectului -Impact semnificativ	50%	- Identificarea tuturor surselor de cofinanțare a proiectului, inclusiv credite bancare; - Eliminarea cheltuielilor care nu contribuie la atingerea obiectivelor propuse.
1.2	Riscuri externe
1.2.1	Contractarea unor prestatori incapabili sa realizeze documentele ce stau la baza proiectului, la parametrii solicitați -Impact mediu	10%	- Identificarea, verificarea si contractarea unor operatori specializați pentru pregătirea documentelor proiectului, cu experiența si specialiști in domeniul proiectului; - Impunerea unor clauze contractuale penalizatoare, pentru situații in care

			documentele nu îndeplinesc parametrii solicitați.
1.2.2	Modificări legislative care pot afecta documentele proiectului - Impact mic	15%	- Impunerea unor clauze contractuale de actualizare a documentelor, conform modificărilor legislative, pe perioada valabilității contractelor.
1.2.3	Modificări ale preturilor de piața pentru echipamente/lucrări si in consecința a bugetului proiectului - Impact mediu	50%	- Luarea in calcul a unor preturi medii de piața in faza de pregătire a proiectului; - Asumarea prin HCL a cheltuielilor suplimentare rezultate din diverse situatii si alocarea sumelor necesare in buget.
1.2.4	Imposibilitatea obținerii unor oferte complete pentru soluțiile alese in studiul de fezabilitate -impact mediu	40%	- Realizarea unui studiu de piața privind costurile soluțiilor, având in vedere atât ofertele disponibile cat si investițiile similare finalizate.
1.2.5	Număr insuficient de consumatori (neatingerea parametrilor de viabilitate a investiției) - Impact semnificativ	35%	- Analiza pieței din prisma existentei numărului necesar de consumatori; - Informarea potențialilor consumatori cu privire la intenția de a realiza investiția, precum si avantajele/dezavantajele acesteia; - încheierea de contracte/angajamente cu viitorii consumatori.
1.2.6	Imposibilitatea asigurării biomasei utilizata ca materie prima - Impact semnificativ / c/	20%	- Efectuarea de studii si analize privind existenta biomasei necesare, in zona proiectului; - încheierea de contracte/angajamente pentru procurarea biomasei lemnoase;

CONSULTING

			- Asumarea de către CL a asigurării biomasei din fondul împădurit
1.3	Riscuri organtzaționale
1.3.1	Incompatibilitatea proiectului cu alte investiții/ programe/ strategii - Impact mediu	5%	- Verificarea corelării proiectului cu Strategia de dezvoltare a SACET Arad precum si cu alte investiții/ programe/ strategii; - Adaptarea soluțiilor proiectului pentru corelarea acestuia cu Strategia de dezvoltare si cu alte investiții/ programe/ strategii.
1.3.2	Imposibilitatea asigurării resurselor umane necesare pregătirii proiectului - Impact semnificativ	50%	- Constituirea UIP in faza de pregătire a proiectului; - Contractarea de specialiști externi pentru pozițiile care nu pot fi acoperite cu personal intern.
1.3.3	Deficiente in asigurarea fondurilor necesare pregătirii proiectului -Impact semnificativ	10%	- Includerea in Bugetul local a sumelor necesare pentru serviciile de pregătire a proiectului; - Alocarea temporara a altor surse disponibile, pana la rectificarea bugetului.
1.4	Riscuri de management al proiectului
1.4.1	Estimare eronata a timpilor de lucru si a resurselor necesare pregătirii proiectului -Impact mic	20%	- Stabilirea unui plan de lucru pentru pregătirea proiectului, prin identificarea activităților, resurselor si planificarea in timp a acestora - Alocarea resurselor necesare pregătirii proiectului
1.4.2	Lipsa activității de control al îndeplinirii	35%	- Stabilirea clara a obiectivelor propuse si a modului de îndeplinire a acestora;

	obiectivelor propuse Impact mic	—		- Urmărirea si controlul îndeplinirii obiectivelor de către echipa interna.
1.4.3	Deficiente de comunicare - Impact mic		35%	- Stabilirea unor proceduri de lucru detaliate si împărțirea activităților intre persoanele implicate; împărțirea corecta a sarcinilor si responsabilităților.
2	Riscuri in etapa de implementare a proiectului
2.1	Riscuri tehnice
2.1.1	Condiții meteorologice nefavorabile pentru realizarea lucrărilor de construcție - Impact mic		50%	- Planificarea riguroasa a lucrărilor, in faza de Studiu de Fezabilitate, cu luarea in considerare a perioadelor de iarna: - Actualizarea graficului de implementare a proiectului, cu respectarea termenelor maxime impuse prin program.
2.1.2	Întârzieri in implementarea proiectului datorate		70%	- Planificarea încă din faza de pregătire a proiectului a tuturor etapelor de achiziție, luând-se in considerare
	procedurilor de achiziție: perioade prea lungi de verificare a documentelor la ANAP, clarificări, modificări, contestații -Impact mediu		7 M--	perioadele maxime de evaluare si eventuale contestații; - Urmărirea respectării calendarului achizițiilor publice: - Contractarea de servicii specializate de consultanta in achiziții publice pentru scurtarea termenelor de pregătire a documentelor, răspuns la clarificări, puncte de vedere contestații, etc. - Actualizarea graficului de implementare a proiectului, cu respectarea termenelor maxime impuse prin program.

2.1.3	Contractarea unor executanți si prestatori incapabili sa implementeze soluțiile prevăzute in Studiul de Fezabilitate - Impact semnificativ	50%	- Asigurarea in faza de achiziție a serviciilor tehnice si a execuției de selectarea unor operatori specializați cu expertiza si calificările necesare proiectului; - Adaptarea soluțiilor pe parcursul implementării activităților, cu respectarea legislației in vigoare si a cerințelor programului de finanțare; - Prevederea de garanții si clauze penalizatoare pentru situația neîndeplinirii tuturor clauzelor contractuale.
2.1.4	Modificări tehnologice (de fabricație) ale echipamentelor prevăzute in proiect - Impact mediu	20%	- Acceptarea unor tehnologii echivalente sau superioare celor prevăzute in Studiul de Fezabilitate; - Adaptarea soluțiilor tehnice, cu respectarea prevederilor legale in domeniul specific si in domeniul achizițiilor publice.
2.1.5	Proiectarea neadaptata la condițiile specifice infrastructurii actuale si a situației din teren, ca urmare a evaluării incorecte a stării actuale a infrastructurii - Impact semnificativ	20%	- Contractarea unui operator cu expertiza si calificările necesare proiectului; - Prevederea de clauze penalizatoare pentru îndeplinirea defectuoasa a contractului; - Prevederea de cheltuieli diverse si neprevăzute in devizul investiției; - Adaptarea soluțiilor tehnice pe parcursul implementării proiectului, cu respectarea prevederilor legale in

			domeniul specific si in domeniul achizițiilor publice.
2.1.6	întârzieri in realizarea lucrărilor, datorita alocărilor defectuoase de resurse din partea executantului - Impact mediu	30%	- Stabilirea resurselor necesare si a timpilor de lucru in documentația tehnico-economica (caiete de sarcini); - Urmărirea planificării si realizării lucrărilor de către diriginții de șantier contractați pentru urmărirea lucrărilor; - Includerea de clauze asigurătorii in contractul de execuție: penalizări de întârziere, daune-interese, garanție de buna execuție.
2.1.7	Nerespectarea specificaților tehnice si a standardelor de calitate in execuția lucrărilor -Impact semnificativ	25%	- Descrierea tuturor specificaților tehnice si a standardelor de calitate in caietele de sarcini; - Asigurarea corespunzătoare a dirigenției de șantier; - Asigurarea asistentei tehnice din partea
			proiectantului.
2.1.8	Variabilitatea calității materialelor cu menținerea prețului -Impact mediu /^/ /'	25%	- Verificarea preturilor ofertate comparativ cu cele estimate, urmărirea rezonabilității costurilor si a cheltuielilor indirecte, estimate de ofertanți. in faza de evaluare a ofertelor; - Condiționarea preluării acestui risc de către executant prin oferta si contractul de execuție; - Stabilirea parametrilor de calitate a materialelor in cadrul caietelor de sarcini;

- Urmărirea calității materialelor la faza de execuție (diriginte de șantier).

2.1.9

Indisponibilitatea temporara a unor materiale/echipamente ca urmare a creșterii cererii pe piața a materialelor de construcție - Impact mediu

30%

- Impunerea si urmărirea in faza de atribuire a contractului a existentei unor surse certe de aprovizionare;
- Planificarea riguroasa a lucrărilor si urmărirea de către diriginte a realizării/programării comenzilor de materiale in timp util;
- Plata executantului in termenele stabilite, astfel încât acesta sa dispună de resursele financiare necesare plăților către furnizorii de materiale/echipamente;

- Prevederea unor clauze contractuale de asigurare din timp a materialelor necesare.

2.1.10

।

Apariția necesității realizării de lucrări suplimentare - Impact semnificativ

40%

, r t v?

r , i

- Realizarea tuturor studiilor necesare in faza de pregătire a proiectului pentru stabilirea cat mai detaliata si exacta a lucrărilor necesare;
- Realizarea proiectului tehnic si a detaliilor de execuție complete si corecte, pentru stabilirea corecta a tuturor lucrărilor necesare;
- Constrângerea proiectantului prin contractul de servicii la plata lucrărilor suplimentare rezultate din vina sa;
- Prevederea de cheltuieli diverse si neprevăzute in deviz si bugetul proiectului, pentru acoperirea lucrărilor

			ce nu puteau fi prevăzute in fazele de pregătire a proiectului.
2.1.11	Potențiale modificări ale soluțiilor tehnice, ce pot duce la anularea/diminuarea plăților din fonduri nerambursabile - Impact semnificativ	30%	- Asigurarea soluțiilor tehnice optime rezultate din scenariile Studiului de fezabilitate; - Prevederea de clauze contractuale cu executantul care sa impună păstrarea soluțiilor tehnice; - Daca sunt strict necesare, modificările de soluții vor fi realizate doar cu respectarea prevederilor legale in vigoare si a cerințelor ghidului specific.
2.1.12	Riscuri de poluare a aerului pe parcursul execuției lucrărilor -Impact mediu	5%	- Respectarea in faza de proiectare a condițiilor impuse prin documentele eliberate de Autoritatea de Mediu si a celor prevăzute de legislația in vigoare privind prevenirea poluării; - Detalierea in caietele de sarcini a
			modului de execuție a lucrărilor astfel încât riscurile de poluare sa fie diminuate; - Urmărirea execuției lucrărilor de către diriginți de șantier.
2.2	Riscuri externe
2 2.1	Neîncadrarea efectuări lucrărilor de către constructor in graficul de timp aprobat si in cuantumul financiar stipulat in contractul dez^ lucrări - Impact medi/i £/ / c/	30% 74% __	- Planificarea riguroasa a lucrărilor, in faza de Studiu de Fezabilitate cu luarea in calcul a unor termene realiste (de ex. termene pentru lucrări similare executate); - Asigurarea in faza de achiziție a serviciilor tehnice si a execuției de

iO A

			selectarea unor operatori cu capacitate reala de îndeplinire a contractului; - Prevederea de garanții si clauze penalizatoare pentru situația neîndeplinirii tuturor clauzelor contractuale.
2.2.2	Furnizarea unor dotări/echipamente neconforme - Impact mediu	10%	- Stabilirea unor caracteristici de performanta clare ale dotărilor/ echipamentelor si utilajelor ce vor fi achiziționate prin proiect; - solicitarea garanției de buna execuție, solicitarea prezentării unor certificate de conformitate din partea producătorului, solicitarea garanției tehnice pentru dotări; - Verificarea conformității echipamentelor înainte de recepția acestora.
2.2.3	Modificarea cadrului legislativ, care poate afecta structura si activitatea echipei de implementare a proiectului, cheltuielile prevăzute in bugetul proiectului, etc. - Impact mediu	5%	- Stabilirea din faza de pregătire a proiectului, a componentei echipei L'IP; - Stabilirea fiselor de post cu detalierea activităților fiecărui membru al echipei interne; - Alocarea temporara, pana la remedierea situației, a unor sume disponibile pentru alte cheltuieli, din bugetul Consiliului Local.
2.2.4	Creșterea taxelor si impozitelor - Impact mic	10% V '■ "T V \	- Prevederea in bugetul Consiliului Local a unui fond de rezerva; - Alocarea temporara, pana la remedierea situației (includerea
	f	1 ■

JSC1PROARCOR

CONSULTING

			cheltuielilor suplimentare in bugetul CL), a unor sume disponibile pentru alte cheltuieli, din bugetul Consiliului Local.
2.2.5	Nerespectarea clauzelor contractuale de către furnizori, prestatori, executanți, sau subcontractanți - Impact mediu	20%	- Includerea in echipa de proiect a unui responsabil juridic si a unui expert in achiziții publice; - Selectarea contractanților cu capacitate reala de execuție/prestare in faza de atribuire a contractelor; - Stabilirea detaliata a sarcinilor si a perioadelor de prestare/execuție in caietele de sarcini; - Detalierea obligațiilor in contractele de execuție/ prestare; - Stabilirea de clauze penalizatoare in cazul nerespectării obligațiilor contractuale; - Includerea garanțiilor de buna execuție
			in contracte si executarea acestora, daca este cazul.
2.3	Riscuri organizaționale
2.3.1	Necorelarea graficului investiției cu alte proiecte de dezvoltare (ex. reparații drumuri, apa si canalizare, etc.) - Impact mic	5%	- Stabilirea priorităților de dezvoltare in acord cu strategia locala; - întocmirea graficului ținând cont de eventuale alte investiții care se suprapun; - prevederea de lucrări separate pentru pregătirea terenului si amenajarea finala.
2.3,2	Resurse financiare ale instituției insuficiente -Impact semnificativ	40%	- Planificarea riguroasa a resurselor financiare ale proiectului, includerea

			cheltuielilor in buget si urmărirea respectării planificării; - Alocarea temporara de resurse din alte capitole de cheltuieli pana la rectificarea bugetara.
2.3.3	Imposibilitatea asigurării resurselor umane necesare implementării proiectului - Impact semnificativ	30%	- Identificarea si contractarea specialiștilor externi pentru pozițiile care nu pot fi acoperite cu personal intern, pana la semnarea contractului de finanțare.
2.3.4	Instabilitatea angajaților care poate afecta echipa de implementare a proiectului - Impact mic	30%	- Stabilirea minuțioasa a posturilor si a fiselor de post; - înlocuirea membrilor echipei de proiect care renunța la locul de munca, conform fisei postului, cu menținerea condițiilor privind studiile si expertiza necesare.
2.4	Riscuri de management al proiectului
2.4.1	Indisponibilitatea/insufici enta resurselor financiare pentru acoperirea cheltuielilor eligibile ale proiectului pana la rambursare - Impact semnificativ	35%	- Planificarea riguroasa a plăților necesare pentru proiect (buget, activități, plan anual de cheltuieli); - Includerea sumelor necesare, conform planificării cheltuielilor, in bugetul Consiliului Local; - Solicitarea de pre-fi nan țâre; - Depunerea unor cereri de plata; - Alocarea temporara, pana la rambursare, a unor sume disponibile pentru alte cheltuieli, din bugetul Consiliului Local.

2.4.2	1 ndisponibilitatea/insufici enta resurselor financiare pentru co-finan\|are si pentru acoperirea cheltuielilor neeligibile -Impact semnificativ	35%	- Realizarea corecta a bugetului proiectului (corelat cu activitățile si rezultatele propuse, inclusiv pentru situații neprevăzute); - Includerea sumelor necesare pentru co-finanțare si pentru acoperirea cheltuielilor neeligibile in hotărârea de aprobare a proiectului; - Includerea sumelor necesare in bugetul Consiliului Local; - Alocarea temporara, pana la remedierea situației (realizarea demersurilor de includere a cheltuielilor in bugetul CL), a unor sume disponibile pentru alte cheltuieli, din bugetul Consiliului Local.
2.4.3	întârzieri în rambursarea/plata	40%	- Planificarea in timp util a cererilor de rambursare si plata astfel încât sa se
	cheltuielilor - Impact mediu		coreleze cu planificările bugetare si de plăti; - Includerea sumelor necesare, conform planificării cererilor de rambursare si plata, in bugetul Consiliului Local; - Alocarea temporara, pana la rambursare, a unor sume disponibile pentru alte cheltuieli, din bugetul Consiliului Local.
2.4.4	Neîncadrarea în costurile prevăzute in proiect -Impact mediu	30 % -	- Prevederea de cheltuieli diverse si neprevăzute in deviz si in bugetul proiectului;

			- Alocarea temporara, pana la remedierea situației (includerea cheltuielilor suplimentare in bugetul CL), a unor sume disponibile pentru alte cheltuieli, din bugetul Consiliului Local.
2.4.5	întârzieri în desfășurarea unor activități care duc Ia deficit de fluxuri de numerar (de ex. nu se pot depune cererile de rambursare/plata conform programărilor si nu se încasează sumele necesare pentru continuarea activității) -Impact mediu	45%	- Programarea realista a activităților si prevederea unor timpi de rezerva; - Urmărirea permanenta a încadrării in timpii propuși; - Actualizarea si modificarea planificărilor, daca este necesar, cu masuri de asigurare a resurselor financiare suplimentare rezultate.
2.4.6	Lipsa resurselor umane corespunzător pregătite pentru implementarea proiectului - Impact mediu	20%	- Stabilirea componentei echipei de proiect încă din faza de pregătire a proiectului; - Includerea de responsabili in echipa interna pentru toate domeniile proiectului; - Stabilirea fiselor de post cu detalierea tuturor activităților de realizat; - Suplimentarea echipei in cazul apariției unor activități suplimentare sau datorita creșterii gradului de ocupare cu alte activități/proiecte; - Suplinirea echipei interne cu o echipa de consultanți externi contractata pentru

			activitățile de pregătire a documentelor pentru OI/AM.
2.4.7	Necunoașterea legislației în domeniile vizate de proiect - Impact mediu	5%	- Includerea in cadrul echipei interne de proiect a unui responsabil juridic.
2.4.8	Riscuri de conflict în cadrul echipei de proiect - Impact mic	15%	- Stabilirea clara a atribuțiilor in cadrul fiselor de post; - Acoperirea tuturor activităților prin fisele de post; - Repartizarea uniforma a volumului de munca in cadrul echipei prin fisele de post; - Stabilirea posibilității de înlocuire intre membrii echipei pe durata concediilor de odihna si programarea corespunzătoare a concediilor.
2.4.9	Lipsă de comunicare, comunicare ambiguă,	15%	- Stabilirea detaliilor de implementare din faza de pregătire a proiectului;
	defectuoasă, ineficientă între membrii echipei de proiect - Impact mic		- Stabilirea unor proceduri de lucru cuprinzând relațiile intre membri, modul de comunicare si repartizarea sarcinilor in cadrul echipei de proiect; - Urmărirea permanenta a îndeplinirii sarcinilor echipei si a obiectivelor proiectului de către Managerul de Proiect.
2.4.10	Lipsa procedurilor și a instrucțiunilor de lucru -Impact mic	5%	- Stabilirea procedurilor si instrucțiunilor de lucru in faza de pregătire a proiectului si actualizarea/detalierea acestora imediat

			după semnarea contractului de finanțare (manager de proiect, asistent manager).
2.4.11	Coordonare defectuoasă în realizarea fazelor (coordonare și monitorizare ineficienta, planificare defectuoasă) -Impact mediu	30%	- Alocarea de timpi suficienți pentru planificare, coordonare si monitorizare a activităților proiectului; - încărcarea rezonabila a timpului de lucru a managerului de proiect, astfel încât acesta sa coordoneze si sa monitorizeze in permanenta activitățile proiectului; - încărcarea rezonabila a timpului de lucru in cadrul proiectului pentru membrii echipei de proiect; - Replanificarea/actualizarea documentelor de implementare a proiectului, cu respectarea condițiilor impuse de OI/AM.
3	Riscuri in etapa de operare a proiectului
3.1	Riscuri tehnice
3.1.1	Riscuri legate de contractarea unui operator cu capacitate reala de operare a infrastructurii create -Impact mediu	30%	- Elaborarea minuțioasa a documentației de achiziție cu detalierea tuturor cerințelor si expertizei necesare; - Selectarea unui operator cu capacitate reala de operare a infrastructurii create (expertiza, calificări, resurse, etc.)
3.1.2	Modificări tehnologice; imposibilitatea asigurării mentenanței sistemului la parametrii programați -Impact mediu	40%	- Asigurarea din timp a operatorilor abilitați sa asigure mentenanța si echipamentele/piesele necesare.

CONSULTING

1 3.1.3	Nerespectarea producției de energie calculate in proiect - Impact mediu	40%	- Planificarea, urmărirea si controlul permanent al necesarului de energic si al producției; - Adaptarea planului de producție in funcție de cantitățile de energie consumate/prognozate.
3.2	Riscuri externe
3.2.1	Imposibilitatea asigurării unui număr suficient de consumatori - Impact semnificativ	20%	- Promovarea proiectului in rândul populației si al firmelor/ONG-urilor prin prezentarea tuturor avantajelor încălzirii centralizate; - încheierea de antecontracte/ angajamente de furnizare in faza de pregătire a proiectului si contracte ferme la semnarea contractului de finanțare; - Practicarea unor tarife subvenționate.
3.2.3	Modificări legislative care pot afecta condițiile	50%	- Asigurarea unor surse financiare de rezerva pentru operare;
	de operare, încasările si plățile - Impact mediu		- Urmărirea propunerilor de proiecte legislative si asigurarea masurilor necesare in timp util.
3.2.4	Creșterea preturilor la materia prima, materiale si servicii necesare pentru operare - Impact semnificativ	30%	- Planificarea riguroasa a încasărilor si plăților; - Anticiparea si prevederea in buget a unor surse financiare de rezerva.
3.3	Riscuri organizaționalc
3.3.1	Imposibilitatea asigurării resurselor umane necesare operării X" / s / d	30% -X v\ W -	- Identificarea si contractarea unui operator delegat capabil sa acopere toate resursele umane necesare exploatării investiției;

	proiectului - Impact semnificativ		- impunerea cerințelor specifice legate de resursele umane necesare in faza de licitație pentru delegarea serviciului de termoficare.
3.3.2	Insuficienta/alocarea defectuoasă a resurselor financiare - Impact mediu	30%	- Planificarea riguroasa a cheltuielilor si veniturilor, a încasărilor si plăților; - Anticiparea si prevederea in buget a tuturor surse financiare necesare.
3.4	Riscuri de management
3.4.1	Coordonare defectuoasă în activitățile de exploatare a investiției -Impact mediu	30%	- Alocarea de timpi suficienți pentru planificare, coordonare si monitorizare a activităților de exploatare; - încărcarea rezonabila a timpului de lucru a angajaților; - Planificării activităților din timp si urmărirea respectării planului de lucru.

3. Matricea riscurilor

In urma analizei impactului si a probabilității de apariție a fiecărui risc identificat s-a realizat Matricea riscurilor care cuprinde riscurile ce pot apărea din acest moment pana la terminarea perioadei de operare prognozate. Având in vedere ca activitățile de pregătire a proiectului s-au finalizat, matricea nu include riscurile din aceasta etapa.

Gradul de expunere la riscuri reprezintă consecințele, ca o combinație de probabilitate și impact, pe care le poate resimți proiectul. în raport cu obiectivele prestabilite, în cazul în care riscul se materializează. Rezultatele de analiza sunt prezentate in Anexa 20 de mai jos :

Anexa 20

Nr. crt.	Risc	Probabilitatea de apariție		Impactul		Grad de expunere al riscului
Nr. crt.	Risc	Probabili tatc	Scor	Probabili tatc	Scor	Probabili tate	Scor
1	Condiții meteorologice nefavorabile pentru realizarea lucrărilor de	medie	50	mic	25	mediu	37,5

	construcție (la implementarea proiectului)
2	întârzieri in implementarea proiectului datorate procedurilor de achiziție: perioade prea lungi de verificare a documentelor la ANAP, clarificări, modificări, contestații	medie	70	mediu	50	mediu	60 -
3	Contractarea unor executanți si prestatori incapabili sa implementeze soluțiile prevăzute in Studiul de Fezabilitate	medie	50	semnific ativ	90	mediu	70
4	Modificări tehnologice (de fabricație) ale echipamentelor prevăzute in proiect	mica	20	mediu	60	mediu	40
5	Proiectarea neadaptata la condițiile specifice infrastructurii actuale si a situației din teren, ca urmare a evaluării incorecte a stării actuale a infrastructurii	mica	20	semnific ativ	90	mediu	55 i
6	întârzieri in realizarea lucrărilor, datorita alocărilor defectuoase de resurse din partea executantului	mica	30	mediu	40	mediu	35
7	Nerespectarea specificaților tehnice si a standardelor de calitate in execuția lucrărilor	mica	25	semnific ativ	70	mediu	47.5

8	cu menținerea prețului	mica	25	mediu	35	mic	30
9	Indisponibilitatea temporara a unor materiale/echipamente ca urmare a creșterii cererii pe piața a materialelor de construcție	mica	30	mediu	35	mediu	32,5
10	Apariția necesității realizării de lucrări suplimentare	medie	40	semnific ativ	95	mediu	67,5
11	Potențiale modificări ale soluțiilor tehnice, ce pot duce la anularea/diminuarea plăților din fonduri nerambursabile	mica	30	semnific ativ	95	mediu	i 62,5
12	Riscuri de poluare a aerului pe parcursul execuției lucrărilor	mica	5	mediu	50	mic	27,5
13	Neîncadrarea efectuări lucrărilor de către constructor in graficul de timp aprobat si in cuantumul financiar stipulat in contractul de	mica	30	mediu	70	mediu	50
14	Furnizarea unor dotâri^chipar^ente neconforme J	yY^ca	10	mediu	70	mediu	40

15	Modificarea cadrului legislativ, care poate afecta structura si activitatea echipei de implementare a proiectului, cheltuielile prevăzute in bugetul proiectului, etc.	mica	5	mediu	40	mie	22,5
16	Creșterea taxelor si impozitelor	mica	10	mic	20	mic	15
17	Nerespectarea clauzelor contractuale de către furnizori, prestatori, executanți, sau subcontractanți	mica	20	mediu	40	mic	30
18	Necorelarea graficului investiției cu alte proiecte de dezvoltare (ex. reparații drumuri, apa si canalizare, etc.)	mica	5	mic	20	mic	123
19	Resurse financiare ale instituției insuficiente	medie	40	semnific ativ	80	mediu	60
20	Imposibilitatea asigurării resurselor umane necesare implementării proiectului	ini ca	30	semnific ativ	90	mediu	60
21	Instabilitatea angajaților care poate afecta echipa de implementare a proiectului	mica	30	mic	30	mic	30
22	Indisponibilitatea/insuficienta resurselor financiare pentru acoperirea cheltuielilor eligibile ale proiectului pana la rambursare	medie	35	semnific ativ	90	mediu	62,5
23	Indisponibilitatea/insuficienta resurselor financiare pentru co-finanțare si pentru acoperirea cheltuielilor neeligibile	medie	35	semnific ativ	95	mediu	65
24	întârzieri în rambursarea/plata cheltuielilor	medie	40	mediu	70	mediu	55
25	Neîncadrarea în costurile prevăzute in proiect	mica	30	mediu	70	mediu	50
26	întârzieri în desfășurarea unor activități care duc la deficit de fluxuri de numerar	medie	45	mediu	70	mediu	57,5
27	Lipsa resurselor umane corespunzător pregătite pentru implementarea proiectului	mica	20	mediu	65	mediu	42,5
28	Necunoașterea legislației în domeniile vizate de proiect	mica	5	mediu	40	mk	22,5

///

‘X)

29	Riscuri de conflict în cadrul echipei de proiect	mica	15	mic	10	mic	12,5
30	Lipsă de comunicare, comunicare ambiguă, defectuoasă, ineficientă între membrii echipei de proiect	mica	15	mic	20	mic	17,5
31	Lipsa procedurilor și a instrucțiunilor de lucru	mica	5	mic	30	mic	17,5
32	Coordonare defectuoasă în realizarea fazelor (coordonare și monitorizare ineficienta, planificare defectuoasă)	inica	30	mediu	70	mediu	50
33	Riscuri legate de contractarea unui operator cu capacitate reala de operare a infrastructurii create	mica	30	mediu	60	mediu	45
34	Modificări tehnologice; imposibilitatea asigurării mentenanței sistemului la parametrii programați	medie	40	mediu	70	mediu	55
35	Nerespectarea producției de energic calculate in proiect	medie	40	mediu	40	mediu	40
36	Imposibilitatea asigurării unui număr suficient de consumatori	mica	20	semnific ativ	80	mediu	50
	Imposibilitatea asigurării biomasei
37	parametrii calitativi si cantitativi stabiliți	mica	20	ativ	90	mediu	55
38	Modificări legislative care pot afecta condițiile de operare, încasările si plățile	medie	50	mediu	40	mediu	45
39	Creșterea preturilor la materia prima, materiale si servicii necesare pentru operare	mica	30	semnific ativ	75	mediu	52,5
40	Imposibilitatea asigurării resurselor umane necesare operării proiectului	mica	30	semnific ativ	90	mediu	60
4!	Insuficienta/alocarea defectuoasă a resurselor financiare	mica	30	mediu	40	mediu	35
42	Coordonare defectuoasă în activitățile de exploatare a investiției	mica	30	mediu	50	mediu	40

Interpretarea calitativa a riscurilor in funcție de probabilitatea de apariție este redatain Anexa 21 mai jos :

\ - ?J

Anexa 21

Probabilitatea de apariție	Scor
Mică	0-30
Medie	31-70
Semnificativa	71-100

SCPROARCOR

CONSULTING

Interpretarea de clasificare a riscurilor este redata in anexa 22 :

Anexa 22

Risc	Interpretare	Clasificare
Impact mare/ Probabilitate mare	Foarte mare Sunt cele mai mari riscuri cărora întreprinzătorii trebuie să le acorde o atenție deosebită.	A
Impact mare/ Probabilitate medie Impact mediu/ Probabilitate mare	Mare Aceste riscuri au fie o probabilitate mare de apariție, fie un impact semnificativ	B
Impact mediu Probabilitate medie	Mediu Există o șansă medie ca riscurile un impact sesizabil să apară.	C
Impact mediu/ Probabilitate scăzută Impact scăzut/ Probabilitate medie	Mic Aceste riscuri pot apărea în unele situații și au un impact scăzut sau mediu.	D
Impact scăzut/ Probabilitate scăzută	Neglijabil Sunt riscuri cu probabilitate mică de apariție și cu un impact scăzut. De aceea pot fi neglijate.	E

Evaluarea probabilității si a impactului este redata in Anexa 23 :

Anexa 23

IMPACTUL
PROBABILITATEA		Scăzut	Mediu	Mare
		(nesemnificativ, trebuie doar notat)	(impact rezonabil, necesită monitorizare)	(va avea un impact semnificativ)
	Scăzută	E	D	C
	(puțin probabil să se întâmple)
	Medie	D	C
	(se poate produce la un moment dat)
	Mare	C	B
	(probabil se va produce)

7 Concluzii

Analiza de Cost-Beneficiu a fost realizata in cadrul procesului de accesare a fondurilor Uniunii Europene, luând in considerare cerințele impuse la nivelul Uniunii Europene si cele naționale.

Conform metodologiei de Analiza Cost-Beneficiu, Analiza financiara acoperă următorii pași:

(i) estimarea veniturilor si costurilor proiectului si a implicațiilor acestora in ceea ce privește fluxul de numerar;
(ii) (ii) determinarea diferenței de finanțat a opțiunii selectate si calcularea ulterioara a cheltuielilor eligibile care pot fi cofinanțate de Fonduri (iii) definirea structurii proiectului si a profitabilității financiare a acestuia; (iv) verificarea suficientei fluxului de numerar previzional pentru a asigura operarea in condiții corespunzătoare a proiectului si pentru a îndeplini toate obligațiile investiționale si legate de plata datoriilor.

Calculele sunt realizate pe baza costurilor si beneficiilor calculate pe perioada de analiza dar si ca valori actualizate, rata de actualizare reala utilizata pentru analiza financiara fiind de 5%, in conformitate cu cerințele Ghidului Solicitantului.

Analiza deficitului de finanțare - care definește nivelul de cofinanțare solicitat de proiect, precum si calculul indicatorilor de performanta financiara ai proiectului se bazează pe fluxuri de numerar incrementale (calculate ca diferența intre scenariile "cu proiect" si "fără proiect"). Analizele sunt elaborate pe baza metodei Fluxurilor de Numerar Actualizate (FNA), care aloca beneficii si costuri in timp, in anul in care se produc si apoi le actualizează pentru a exprima valoarea actuala a acestora. Componentele nemonetare, cum ar fi cheltuielile diverse si neprevăzute si costul amortizării nu sunt luate in considerare.

Indicatorii RFR/C (rata financiara de rentabilitate aferenta investițiilor) si VANF/C (valoarea actualizata neta aferenta investițiilor) sunt calculați pentru a evalua profitabilitatea financiara a investiției. Acești indicatori arata capacitatea veniturilor nete de a remunera costurile de investiții, indiferent de modul in care acestea sunt finanțate. Atunci când se calculează profitabilitatea financiara a capitalului propriu (național - VANF/K, RFR/K), resursele financiare - fără grant-ul UE - investite in proiect sunt luate ca fluxuri de ieșire in locul costurilor de investiții. Devizele generale conform HG 907 sunt prezentate in volumul de Anexe atașat (Anexele 28 si 29 ).

In ceea ce privește indicatorii financiari ai proiectului, valoarea actualizata neta (VAN) precum si ratele interne de rentabilitate financiara - cu si fără asistenta comunitara - sunt următoarele:

Anexa 26a Indicatori financiari
Indicatori financiari	înainte de asistenta comunitara		După asistenta comunitara
1. Rata de rentabilitate financiară	20,58%	R1RFC	104,07%	RIRF/K
2. Valoare actualizată netă (lei)	966.480.804,48	VAN.C	1.315.955.749,23	VAN/K
3. Valoare actualizată netă (euro)	195.248.647,37	VAN/C	265.849.646,31	VAN/K
4. Raportul Cost/Beneficiu	0.72	CB	0,69	C/B

Valorile indicatorilor financiari arata ca proiectul nu are nevoie de finanțare UE si de la Bugetul de stat, având o valoare neta actualizata pozitiva si o rata interna de rentabilitate mai mare decât rata de actualizare.

Analiza economica, arata ca proiectul aduce mai multe beneficii decât costuri sociale.

Analiza de senzitivitate , al cărei obiectiv general este identificarea variabilelor cheie si a impactului potențial al acestora in ceea ce privește modificarea indicatorilor financiari si economici a identificat ca cel mai mare impact si, ca atare, variabilele considerate „sensibile” la nivelul acestui proiect sunt veniturile din operare (prețul energiei termice si electrice furnizate) si costurile cu materiile prime -aceste variabile necesitând o monitorizare constanta in vederea derulării in bune condiții a proiectului.

Data intocmirii: 02.09.2022

Elaborator, Proarcor

3. REGIMUL TEHNIC

Teren in suprafața de 9522mp(conf. C.F. 307809), I700mp(conf. C.F. 359603) si 947Omp(conf. C.F. 307811), situat in UTR. 5 in conformitate cu Regulamentul aferent PUG.

Echipare cu utilitari: apa, canalizate, energie electrica, gaze naturale, telefonie.

Investiția dezvoltata în doua etape -El. I Cazane pentru producția de căldura; El. 2 Sursa de producție energie electrica st termica prin cogenerare- arc următoarele componente principale: Clădire pt. blocul energetici BE), Hala pt. cazane de apa frettiimc(CAF), Hala pentru unitate de cogenerare cu biomasa, Sala pompelor, Acumulator de căldură. Camera electrica si utilitati/instalatii.

Se va prezenta Plan de situație pe suport topografre intocmit in conformitate cu Legea nr.50/199) rep, Anexa nr.l, Conținutul Cadru (vecinătăți, distantele fata de proprietățile învecinate), vizat de către O.C.P.I. Arad.

Pentru SF se vor obține următoarele avize: SC Compania de Apa Arad SA, Delgaz Grid SA, Enel Distribuite Banat SA, Direcția de Sanatate Publica a Județului Arad, Acordul Agenției Naționale de Îmbunătățiri Funciare * Filiala Teritoriala de îmbunătățiri Funciare Timiș • Mureș Inferior, Unitatea de Administrare Arad, Aviz S.C. CET Hidrocarburi Arad S.A.. Avizele au fost stabilite in cadrul ședinței Comisiei de Acord Unic din data de 07.07.2022.

Prezentul certificat de urbanism POATE fi utilizat, in scopul declarat pentru Întocmire SF "Sursa de producție energie termica si electrica prin cogenerare de innlla eficienta"

Certificatul de urbanism nu (inc loc dc autorizație de construire/desființarc și nu conferii dreptul de a executa lucrări de construclii

4. OBLIGAȚII ALE TITULARULUI CERTIFICATULUI DE URBANISM:

in scopul elaborării documentației pentru autorizarea executării lucrărilor dc construcții - dc conslniire/de desființare - solicitantul se va adresa autorității competente pentru proiecția mediului: Agcn|ia pentru Protecția Mediului ARAD, Splaiul Mureșului F.N.

în aplicarea Directivei Consiliului 85/337/CEE (Directiva EIA) privind evaluarea efectelor anumitor proiecte publice și private asupra mediului, modificată prin Directiva Consiliului 97/1 l/CE și prin Directiva Consiliului și Parlamentului European 2OO3/35/CE privind participarea publicului la elaborarea anumitor planuri și programe in legătură cu mediul și modificarea, cu privire la participarea publicului și accesul la justiție, o Directivei 85/337/CEE și a Directivei 96/61/CE, prin certi ficatul de urbanism se comunică solicitantului obligația de a contacta autoritatea teritorială dc mediu pentru ca aceasta să analizeze și să decidă, după caz, încadrarea / neincadrarea proiectului investiției publicc/private in lista proiectelor supuse evaluării impactului asupra mediului.

în aplicarea prevederilor Directivei Consiliului 85/337/CEE. procedura de emitere a acordului de mediu se desfășoară după emiterea Certificatului de urbanism, anterior depunerii documentației pentru autorizarea executării lucrărilor de construcții la autoritatea administrației publice competente.

în vederea satisfacerii cerințelor cu privire la procedura de emitere a acordului de mediu autoritatea competentă pentru proiecția mediului stabilește mecanismul asigurării consultării publice, centralizării opțiunilor publicului și formulării unui punct de vedere oficial cu privire la realizarea investiției in acord cu rezultatele consultării publice.

______în aceste condiții:_____________________________________________________________________________________________________

După primirea prezentului Certificat de urbanism, TITULARUL arc obligația dc a se prezenta la autoritatea compcienlă pentru proiecția mediului in vederea evaluării inițiale a investiției și stabilirii necesitAții evaluării efectelor acesteia asupra mediului în unna evaluării inițiale a investiției se va emite acltjl administrativ al __________________________________autorității competente pcnlm proiecția mediului___________________________________ in situația in care autoritatea competentă penlru proiecția mediului stabiIeșie necesitatea evaluărt:

efectelor investiției asupra mediului solicitantul arc obligația de a notifica acest fapt autonlății administrației publice competente cu privire la menținerea cererii pentru autorizarea executării __________________________________________________lucrărilor dc construcții.

In situația în care după emiterea Certificatului dc urbanism ori pe parcursul derulăm procedurii de evaluare a efectelor investiție: asupra mediului solicitantul renunță la intenția de realizare n investiției acesla are obligația de a notifica ocest lupt autorității administrației publice compeiente

5. CEREREA DE EMITERE A AUTORIZAȚIEI DE CONSTRUIREA ESFINȚ ARE va fi insolită de următoarele documente:

a) certificatul de urbanism;
b) dovada titlului asupra imobilului, teren și/sau construcții, sau. dup! caz, extrasul de plan cadastral actualizat la zi ți extrasul de carte funciara de informare actualizat la zi, in cazul în care legea nu dispune altfel (copie legalizată);

La autorizare se va prezenta extras de Carte Funciara, original, actualizat

c) documentafia tehnică - D.T., după caz:

O D.T.A.C. □ D.T.O.E. O D.T.A.D.

d) Avizele și acordurile stabilite prin certificatul de urbanism.

d. I. Avize și acorduri privind utilită|ile urbane ți infrastructura:
- □ gaze naturale
- □ telefonie
- □ salubritate
□ transport urban

□ alimentare cu apa
□ canalizare
□ alimentare cu energie electrica
□ alimentare cu energie termica

d.2. Avize și acorduri privind:

□ protecția civilă

□ sănătatea populației

□ securitatea la incendiu

d.3. avizele/acordurile specifice ale administrației publice centrale și/sau ale serviciilor descentralizate ale acestora: d.4. Studii de specialitate:

e) Actul administrativ al autoritarii competente pentru protecția mediului;
f) Dovada privind achitarea taxelor legale.

Documentele de plata ale următoarelor taxe (copie):

Achitat laxa de - lei, conform chitan|ei seria - nr. - din ■, laxă de urgentă - RON și taxă pentru avizarea Certificatului de urbanism de către Comisia de Urbanism si Amenajare a Teritoriului in valoare de RON, conform chitanței seria nr. din. Prezentul certificat de urbanism a fost transmis solicitantului direct/ prin poștă la data de .

DIRECTOR EXECUTIV, arh. Xxxxxx Xxxxxxxxx

SEF SERVICIU, ing. Xxxxxx Xxxxx

CONSILIER JURIDIC, Liliana Pas^M^

ÎNTOCMIT, Ing. Liviu Boih

în conformitate cu prevederile legii nr.50/1991 privind autorizarea executării lucrărilor de construcții, cu modificările ți completările ulterioare

SE PRELUNGEȘTE VALABILITATEA CERTIFICATULUI DE URBANISM

de Ia dota de pana la data de

□upa aceasta dala, o noua prelungire a valabilitalii nu este posibile, solicitantul urmând sa obțină, in condițiile legii, un alt certificat de urbanism.

PRIMAR, SECRETAR GENERAL,

ARHITECT ȘEF.

Data prelungirii valabilității

Achitat laxa de ________________________lei, conform chitanjei nr.din

Transmis solicitantului la dala de direct/ prin poștă.

ROMÂNIA

JUDEȚUL ARAD

primăria Municipiului arad

Nr. 51745 dll 04.07.1022

CERTIFICAT DE URBANISM

NrJ^ din 14im.2Da

în scopoi:

STUDIU DE FEZABILITATE -Sursa de producție energie termica si electrica prin cogenerare de inaha eficienta.

Ca urm ire a cererii adresate de MUNICIPIUL ARAD PRIN SC CET HIDROCARBURI SA pers- juridica cu sediul în Jude |u1 ARAD, municipiul ARAD, salul , sectorul , cod poștal , B-duL REVOLUȚIEI , nr. 75, bloc ,

sc. , etaj, ap.

telefon, e-mail, înregistrata lanr. 52745 din 04,07,2022

pentru imobilul • teren și/sau construcții - situai in județul ARAD, municipiul ARAD, satul, sectorul _t cod poștal , Calea 1ULIUÎMANIU, nr. 55-71. bloc, sc., etaj , ap. sau identificat prin CF 307809,359603 sl 307811.

TOP: 307809iC7,307809-C15,3078O9-C16,359603,307811-CI4,

în teme iui reglementarilor documentației de urbanism nr. I faza PUC, aprobat! cu hotărârea Consiliului Local ARAD nr. 502/2018.

în conformitate cu prevederile Legii nr. 50 ■ 1991, privind autorizarea executării lucrlrilor de construcții, cu cotnpletârilc ulterioare,

modificările ș

SE CERTIFICĂ;

I. REGIMUL JURIDIC

Teren intravilan proprietatea municipiului Arad.

2. REGIMUL ECONOMIC

Destinația coiiform PUG> Subzona unitari industriale nepoluante - Ip5a.

Folosința acttlala . construcții industriale si edilitare.

Se solicita : ST - Sursa de producție energie termica si electrica prin cogenerare de înalta eli

In conformitate cu prevederile legii nr.50/1991 pnvind autorizarea executării lucrărilor de conslruc[ii, cu modificările și completările ulterioare

SE PRELUNGEȘTE VALABILITATEA CERTIFICATULUI DE URBANISM

de Io data de pana la data de

După aceasta data, o noua prelungire a valabililatn nu este posibila, solicitantul urmând sa obțină, în condițiile legii, un alt certificat de urbanism.

PRIMAR,

SECRETAR GENERAL,

ARHITECT ȘEF,

Data prelungim valabilității______________________

Achitat taxa de________________________lei, conform chitan|ei nr.________________________din________________________

Transmis solicitantului la dala de direct/ prin poștă.

ROMANIA

JUDEȚULARAD

PRIMĂRIA MUNICIPIULUI ARAD

Nr. 65040 din 23.08.2022

CERTIFICAT DE URBANISM

Nr. 7533 dm 3OAU6,2O22

în scopul:

Lucran de; demolare DEMOLARE CONSTRUCȚII.

Lucran de construire: AUTORIZARE EXECUȚIE LUCRĂRI -SURSĂ DE PRODUCȚIE ENERGIE TERMICĂ Și ELECTRICĂ PRIN COGENERARE DE ÎNALTĂ EFICIENȚĂ.

Ca urmare a cerem adresate de MUNICIPIUL ARAD PRIN SER3TC1UL INVESTIȚII pers, juridica cu sediul in ludețul ARAD, municipiul ARAD, salul. sectorul, cod poștal, B-dul. REVOLUȚIEI .nr.75.bloc , sc. , etaj , ap.. telefon . c-mail inveslitiiffiprinrarinarnd.ro, înregistrată 1a nr. 65040 din 23,08.2022

pentru imobilul teren și/sau construcții - situat in județul ARAD, municipiul ARAD, satul. sectorul, cod poștal. B-duL IULIU MANIU, nr. 65-71, bloc , sc., etaj, ap. sau identificai pnn CF C.F. 307809, 359603 si 307811

TOP: TOP: 307809,359603 si 307811

In temeiul reglementărilor documentației de urbanism nr. faza PUG, aprobată cu hotărârea Consiliului Local ARAD nr. 502/2018

in confonmlale cu prevederile Legii nr. 50 / 1991, pnvind autorizarea executării lucrărilor de conștnițții.vcu modificările și completările ulterioare,

SE CERTIFICĂ:

l. REGIMUL JURIDIC

Terenuri situate in intravilan in preopnetatea municipiului Arad,construcțiile sunt proprietatea S.C. CET HIDROCARBURI SA.

Cererea pentru solicitarea Autorizației de desființare va ft formulata dc cairc C.E.T. HIDROCARBUțU Ș.A.

2. REGIMUL ECONOMIC --

Destinația conform PUG:- Subzona unitati industriale nepoluante - Ip5a.

Folosința actuala construcții industriale si edilitare.

Se solicita:

I, DEMOLARE CONSTRUCȚII EXISTENTE PE AMPLASAMENT

2. CONSTRUIRE SURSĂ DE PRODUCȚIE ENERGIE TERMICĂ Șl ELECTRICĂ PRIN COGENERARE DE ÎNALTĂ EFICIENȚĂ.

Anterior au fosi eliberate :

C, U. nr. 1213/2022 pentru SF -Implementare proiect la sursa CET Hidrocarburi S A. Arad Secțiunea Lot I-Uni lotca dc producție energie termica cu cazane (E) apa fierbinte fata cogenerare
C, U. nr. 1214/2022 pentru SF — Sursa de producție energie termica si elccinca prin co<;enerare de înalta efirienia

3. REGIMUL TEHNIC

Teren in suprafața de 9522mp(conf. CF 307809). 1700mp(conf. C.F. 359603) st 947Omp(conf. C F .1075 ]), situat in UTR. 5 in conformitate cu Regulamentul aferent PUG.

Echipare cu ulihtati: apa, canalizare, energie electrica, gaze naturale, telefonie

Nu vor Fi afectate vecinătățile Se vor lua masuri de proiecție a proprietăților învecinate

Lucrările nu vor afecta rezistenta si stabilitatea construcțiilor existente

Documentația tehnică de organizare a execuției lucrărilor va cupnnde descrierea tuturor lucrărilor provizonilpregîtitonre ți necesare în vederea asigurării tehnologiei de execuție a investiție si se va prezenta împreună cu documeraapa tehnică pentru autorizarea executării lucrărilor (grafic st textual)

Documentația se va intocmi in conformitate cu art.S. aliniatul 4 al Legii nr.50 1991- "In situația în care în locul construcjiilor demolate solicitantul va construi o nouă construcție se eliberează o singură aulonzație de construcție in care se indică ți se aprobă atât demolarea construcției vechi, cât și construirea celei noi."

Se vor respecta indicatorii tehnico economici din S.F.aprobat

Documentația tehnică va fi întocmită conform prevederilor Legii nr.50/1991 rep., Legii nr. 10/1995 rep., HG 525/1996 si prevederile Codului Civil

Avizele au fost stabilite in Comisia de Acord Unic din 25.08.2022.

Prezentul certificat de urbanism POATE fi utilizat, in scopul declarat pentru 1, DEMOLARE COSN’STRUCȚH. 2.AUTORIZARE EXECUȚIE LUCRĂRI- SURSĂ DE PRODUCȚIE ENERGIE TERMICA Șl ELECTRICA PRIN COGENERARE DE ÎNALTĂ EFICIENȚĂ

Certificatul de urbanism nu ține loc de autorizație de construire/desfîințare |

ți nu conferă dreptul de a executa lucrări de construcții j

4. OBLIGAȚII ALE TITULARULUI CERTIFICATULUI DE URBANISM:

in scopul elaborării documentației pentru autorizarea executării lucrărilor de construcții - de consiruire/de desființare - solicitantul se va adresa autorității competente pentru protecția mediului: Agenția pentru Protecția Mediului

ARAD, Splaiul Murcțulut F.N. I

în aplicarea Directivei Consiliului 85/337/CEE (Directiva ElA) privind evaluarea efectelor anumitor proiecte publice ;i private asupra mediului, modificată prin Directiva Consiliului 97 ll/CE ți prin Directiva Consiliului ți Parlamentului European 2OO3/35/CE privind participarea publicului la elaborarea anumitor planuri ți [programe în legătură cu mediul ți modificarea, cu privire la participarea publicului ți accesul la justiție, a Directivei 85/337/CEE ți u Directivei 96/61/CE, prin certificatul de urbanism sc comunică solicitantului obligația dc a contacta autoritatea teritorială de mediu pentru ca aceasta să analizeze și să decidă, după caz, încadrarea / neîncadrarea proiectuNi investiției publice/privalc in lista proiectelor supuse evaluării impactului asupra mediului.

în aplicarea prevederilor Directivei Consiliului 85/337/CEE, procedura de emitere a acordului de mediu se desfășoară după emiterea Certificatului de urbanism, anterior depunerii documentației pentru autorizarea executării lucrărilor dc construcții la autoritatea administrației publice competente.

în vederea satisfacerii cerințelor cu privire la procedura dc emitere a acordului dc mediu autoritatea competentă pentru protecția mediului stabilește mecanismul asigurării consultării publice, centralizării opțiunilor publicului și formulării unui punct de vedere oficial cu privire la realizarea investiției in acord cu rezultatele consultării publice.

în aceste condiții:_______

După primirea prezentului Certificat dc uibamsin, UTULARUl are obligația de a se prezenta la aiilontaie: competentă pentru proiecția mediului in vederea evaluării inițiale a investiției și stabilim necesității

evaluăm efectelor acesteia asupra mediului in urma evaluăm inițiale a investiției se va emite actul adinu islrauv al autorității competente pentru protecția mediului

In situația in care autoritatea competentă pentru protecția mediului stabilește necesitatea evahiăr i efectelor investiției asupra mediului, solicilontul are obligația de a notifica acest fapt aulonlâțu administrației publice competente cu pnvire la menținerea cererii pentru aulonzarca cxeculări, lucrărilor dc construcții ^<TîTp

In situația in care, după emiterea Certificatului dc urbanism on pe parcursul derulării

aluarc a efectelor investiției asupra mediului solicitantul renunță la intenția de real/arey'inscMiiei acesta arc obligația dc a notifica acest fapt autorității administrației publice ,

5. CEREREA DE EMITERE A AUTORIZAȚIEI DE CONSTRUIRE/DESFINȚARE va fi însoțiți de următoarele documente:

a) certi ficatul de urbanism;
b) dovada titlului asupra imobilului, teren și/sau construcții, sau, după caz, extrasul de plan cadastral actualizat la zi și extrasul de carte funciară de informare actualizat la zi, in cazul în care legea nu dispune altfel (copie legalizată);

La autorizare se va prezenta extras de Carte Funciara, original, actualizat

c) documentația tehnică - D.T., după caz:

0 D.T.A.C. □ D.T.O.E. 18 D.TA.D

d) Avizele și acordurile stabilite pnn certificatul de urbanism. d. 1 Avize și acorduri privind ulilitâ(ile urbane și infrastructura:
□ alimentare cu apa	0	gaze naturale
□ canalizare	□	telefonie
0 alimentare cu energie electrica	□	salubritate
E alimentare cu energie termica	O	transport urban

d.2. Avize și acorduri privind:

□ proiecția civilă

E sănătatea populației

□ securitatea 1a incendiu

d3. nvizele/ocordurile specifice ale administrației publice centrale și'sou ale serviciilor descentralizate ale acestora: — Acordul legalizat a! proprietarilor inveeinati insolit de extrasul C.F.in cazul construirii la o distanta mai mica de 60cm fata de limita de proprietate

d.4. Studii de specialitate:

- STUDIU GEO VERIFICAT LA CERINȚA Af

-EXPERTIZA TEHNICA

-PLAN DE SITUAȚIE PE SUPORT tOPOGRAFIC VIZAT O.C.P.I CONFORM PREVEDERILOR LEGII 50'1991 REP, CONȚINUT- CADRU

e) Actul administrativ al autoritatii competente pentru proiecția mediului;

0 Dovada privind achitarea taxelor legale.

Documentele de plata ale următoarelor taxe (copie):

Prezentul certificat de urbanism are valabilitate de 24 luni de 1a data emiterii.

Achitai taxa de SCUTIT TAXA Ici, conform chitanței seria ; nr. ; din taxă de urgentă - Xxx Xx taxă pentru avizarea Certificatului de urbanism de către Comisia de Urbanism si Amenajare a Teritoriului in valoare de RON, conform c li i lan te i sena - nr.; din ;.

Prezentul certificat de urbanism a fost transmis solicitantului direct prin poștă la data de

DIRECTOR EXECUTIV, arh. Xxxxxx Xxxxxxxxx

SEF SERVICIU, ing. Mi reia Szasz

CONSILIER JURIDIC, Liliana Pșsulău

Schemă tormomecanică simplificată situația propusă (schema de proces)

nwA ue>tgoK * . ttacM,m/Ktw ni/zm*

HMVIU um njuw

SEGkV SGCFTHArxd

iuțeam uw ÎMI /CU t

r t® LII

SCUVw iWlri

®^CfP»RCOR

Schema electrica propusa pentru obiectivul de investiție

ANIF

A«iixîlVN VtTo\UJ uHwKttVnkl f-î SCMRF HHili teritorii!* de I.F. Arid

Str luthSon-Jurnr 6-1) rd:!B57/2KW53

twliil 110112 tai 0’37/2*1915

< H- HO 29275212 I nwi! lajftjălta

NrJ.^./.t/f?..^..^...............

Către: CET HIDROCARBURI S.A.

Adresa: Bd (uliu Maniu, nr. 65-71, mun. Arad, județul Arad Ref: aviz de principiu pentru studiu de fezabilitate

Urmare a adresei d-voastră nr.3068 din 18.08.202Z depusă la ANIF Filiala Teritorială de I.F. Arad cu nr.141 din 18.08.2022, prin care ne solicitați avizul de principiu, pentru investiția „Studiu de fezabilitate: Sursa de producere energie termica si electrica prin cogenerare de inalta eficienta"-faza SF, conform Certificatului de Urbanism nr.1214 din 14.07.2022 emis de Primăria Municipiului Arad, și a verificării în teren a documentației tehnice pentru identificarea amplasamentului față de lucrările de îmbunătățiri funciare, vă comunicăm că în principiu suntem de acord cu această investiție cu condiția ca la emiterea avizului tehnic ANIF în vederea obținerii autorizației de construire sa reveniti cu o nouă documentație.

Aceasta va cuprinde toate detaliile de execuț e unde se vor respecta prevederile legale cu privire la zonele de protecție pentru lucrările de îmbunătățiri funciare, în conformitate cu Legea îmbunătățirilor funciare nr 138/2004 cu completările și modificările ulterioare și cu Ordinul nr 227/31.03.2006.

De asemenea vă rugăm sa ne prezentati planuri de situație cadastrale cu încadrare în zona sc.1:10000 sau 1:20000 pentru a identifica și reprezenta canalele de desecare (cu elementele hidraulice de care veți ține cont), canale aflate în administrarea ANIF-Filiala Teritorială de I.F. Arad.

Prezentul aviz de principiu nu ține loc de aviz/acord tehnic.

AGEIIJIA NAJIOllALA DE iMDUHATAJIRI FUNCIARE

FIUALA TERITORIALA DE I F ARAD. SPLAIUL TOTH SANDOR NR 6/0, Arad

Te' O257/2BO955

Fai 0257/281915

emafl arad3anil ru

Irt i4025n70WÎ H02S77TOWJ

LU.U32S777DMI opaanj^utndns vwwraJtMLro pQfirwnirX’iM» l&oo

______________________________________P"ț I ĂBULÂ

la FIȘA TEHNICA: AVIZ pentru AMPLASAMENT

t I Denumire obiectiv; Sursă de producte enej^țe termică și elțc^ înalta eficjep|ă

2 I Am plasament obiectiv: Ipp Arad, Sin Calea luliu ^
3 I Beneficiar: Municipiul Arad prin SC pgT.HÎ.pRQCAB3.U.KJ. ȘA

Adresa: Jpc Ajad_A sțr. Bulevardul Revoluției,nț., 75

4 I Proiect nr.î

Elaborator: SC PROARCOR SRL

5 l Certificat de Urbantim ar.: ,|214/14,07,2Q22

Emis de; Prjm.ănȘ. Arad.

CONDIȚII:................ ..................................................................

1. în cazul in care, cu ocazia săpăturilor, executantul găsește re|ele subterane neidentificate, beneficiarul și executantul vor anunța SC Compania de Apă Arad SA oprind imediat toate lucrările în curs, până la stabilirea condițiilor de coexistent cu noul obiectiv.

I. Construcția poale fi realizată fără a fi afectate funcționalitatea și accesul neîngrădit la instalațiile și construcțiile auxiliare specifice utilităților de apă și canalizare,
2. Pozițiile în plan ale gospodăriilor subterane de apă și canalizare existente vor fi materializate pe teren de reprezentanții autorizați ai Companiei Apă Arad -Departament Mentenanță, convocați pe șantier de beneficiar înainte dc începerea lucrărilor,
3. în zonele de incidență și de vecinătate cu utilitățile dc apă și canalizare, vor fi respectate prescripțiile tehnice privitoare la protecția rețelelor edilitare îngropate.
4. Compania Apă Arad nu este răspunzătoare pentru daunele produse de eventualele avarii sau intervenții la utilitățile din zonă pe care le de|ine. Defecțiunile produse utilităților din vina beneficiarului se remediază pe cheltuiala acestuia.
5. Intervențiile de orice fel la rețelele și instalațiile dc apă și canalizare sunt permise doar personalului autorizat ai C.A.A.!

fi. Prezentul avi: nw llw loc de aviz de brpnșpre - racordare ta ittilitâlilc publice ap# canal.

7. -Tcnneirdcvalnbilitatc nvtz,-12 luni de la data emiterii «cestuia

Riralne In sarcina tiwluului de Fiți tehnici dc a transmite tuturor celor intcrwa |t, spre pitnUL prezentul document.

COMPANIA DE APÂ ARAD S A

IM «A? 3*7*41

fH -dTÎTGîrl op*-wJ^.urwhj wwwaLUitrii

prcțyxii Itr* rt ftj - £E DO

CERERE in vedere» emiterii AVIZULUI PENTRU AMPLASAMENT fmDTAC.

DATE DE IDENTIFICARE A OBIECTIVULUI DE INVESTIȚII (Obiectiv. Beneficiar. Proiect și Proiectam)

LI. Denumire obiectivi • l).. Studiu.de fejobilțțnțe.- „ Șuna de p rpdu cere energietermica ji ckclȚica prjn £SRț£țJ3re.<fe Lna|.tajțficicn|jrȚ5ț §£ Cg^

1.2. Amplasament obiecnv(*l] |ud.^rad_t municipiul Arad.Cafea Iu1iu Maniu nr.65>71 ........... ............

IJ. Bcnefctaf*I) .NLUNiCipiîJL A^ .........................

ddr«ai'*Jjțjud.Ârad, .nțunkijțiuîLAra&J^ui.^ - .0M7 281850 ..................

IJeiHitML'pers. fclcă(*4): B.l/C I seria ......nr.......................CNP .....................„.........................

/A ntitate agent ec <*4): CFJC UI ROM 176QȘ2.... ctmt., BQ56JKGHgD160000374689 l.ț........

hatmi ING BANK .............................. ..................

I 4 Proiect nr.(^,l)......ȘF........Elaborator^* I). •ȘCJPRQARCp.R.ȘR^,............................. „......

I 5 Certificat de Urbanism nr. (M)12J4/J4.p7.20M^^ ........................

2 CA R ACTERISTICI LE TEHNICE SPECIFICE A LE INVESTIT! □( •»

2 I AMPLASAMENTE):

..jud.Antd, municipiul Arad, Calea iuliu Maniu nr.6S-7l................. ..................

2 2 a. BRANȘAMENT DE APA RACORD DE CANALCIȚ

22b ASIGURARE UTILITĂȚI DE APÂ-CANAL LA OBIECTlVt'H: •..„•sistem public -sistem individual privat

22b I BranpnnenldeapACI):

2262 Racord de canalizare! *1):

J 3 CARACTERISTICILE TEHNICE CARE TRTBUIE ASIGURATE PRINPROIECTCI)

3 modul de Îndeplinire a cerințelor avjzaîoruluici j ■

4 MODUL DF ÎNDEPLINIRE A CONDIȚIILOR Șl RTSTRICȚ1H OR IMPL STCI)

INIOCMIIC21 ..........................SC CET HIDROCARBURI SA , Director inR, Ciulcan Vict 5. Văzând spectridkile prezcntaic in FIȘA TEHNIC \ șt tn dosarul anesă privind tnotlu cerințelor de nv izure. precum șt documentații! depusă pentru autorizare, se acordă-

AVIZ FAVORABIL în vederea emiterii Autorizației de Construire. lUră condiții /

x cu uriu'tkMrelccondiții 1*3*51'

Precizări privind COMPLETAREA FORMULARULUI FIȘA TEHNICĂ - CA. ARA» in «dci AVIZULUI PENTRU AMPLASAMENT Și SAU BRANȘAMENT1 RACORD pentru ALIMFNTARE CU APĂ POTABILĂ INDUSTRIALĂ Șl SAU CANALIZARE MENAJERĂ

LDaTEGENERALFC)

I. Baza legală

L 213 17 II 1991 aciuai: rată privind proprietatea publică ți regimul juridic al acesteia

L 51 î 03 2006 (R) 5 03 2013, a serviciilor comunitare de utilități publice

L 241 22 06 2006 (R) 7 09 2015 a serviciului de alimentare cu apă și canalizare

L 199 25 05 2004 pentru modificarea și completarea Legii nr 50 1991 privind autorizarea executăm lucrărilor de consh 01U 13'26 02 2008 pentru aprobarea RcgUlnmemuiui-cadra de organizare ți funcționare a serviciilor pub) ice de opă-car.

2, Conținutul documentației tehnice anexă la Fișa tchnleS: utilități apă-eannl alte lucrări exterioare

rețele branșa re utilități chile Industrie

o| Certificatul de Urbanism (copie), . Nr. din

b) AvizCAA ■ asigurare sen Ici! (cnpie)Nr. din
c) AvizCAA soluție tehnici (copie) Nr.. din dl Memoriu general importanța, perioada de execuție planificată e) Memorii specialitate apă, canal, exigențe tninime de calitate 0 Plan de încadrare in teritoriu (anexa la CU) g) Plan(ptanuri)topografic'(cjsc 1:500--I 1000 h) Planuri rețele lucrări subterane '{'după caz), sc. 1:200-:-1:1000 g) Planșe caracteristice obiecte tehnologice apă-canal (după caz) li) Scheme tehnologice, scheme de montaj profite caracteristice J) .

k) ......... ................. ...

Avizele de specialitate C.Â. Arad necesare în dosarul tclinlcse solicită și se obțin dc proiectant direct de la operator.

Dosarul tehnic va fi depus in 2 eiemplare pentru neeare utilitate publică cț fiice obiectul Fișei (APĂ, reșpcțtiv CANAL)

3 . Durata de emitere a as teului: (30 zile calendaristice de la data depunerii documentației complete)

H. CONDIȚII SI RESTRICȚII SPECIFICE INVESTIȚIEI IMPUSE DE AVIZATORț*):

21 AMPLASAMENT:

Pe traseul șt in zonn de protecție sanitară a rețelelor, instalațiilor ți construcțiilor specifice aparținând sistemelor publice de apă canal este interzisă amplasarea de construcții provizorii sau definitive (xx xxxxx’, OTU 13 08. Ord MS 536'97)

2 2 BRANȘAMENTE DE APĂ RACORDURI DE CANALIZARE

Pentru branșa rea¹ racordarea la utilitățile publice dc api-cuna) sc întocmesc proiecte de specialitate la solicitarea utilizatorului dc apă. ori a operatorului dc servicii dc apă-cunal. dacă sunt îndeplinite condițiile tehnice dc funcționare ale sistemelor publice existente șt sc avizează separat, pentru fiecare obiectivi imobil în parte.

3 3 CARAC1ERIST1C1LE TEHNICE CARE TREBUIE ASIGURATE PRIN PROIECT

Condițiile generale dc tiranțare/rucurdarc, parametrii hidraulici (debite, presiuni) ți condițiile dc calitate în punctul dc delimitare a instalațiilor publice/private sc stabilesc prin Avizele dc principiu C.A. Arad pentru furnizarea jrnicUlnr de alimentare cu apă șl canalizare, solicitate și obținute de proicctatnl in bara unei documentații de specialitate

Soluțiile tehnlcn-economicc pentru utilitățile noi dc apă-eanal și racordarea lor la sistemele publice existente sc avizează de C A Arad la fazele dc proiectare SF ți Pf

III. INDICAȚII PRIVIND TAXA DE AV|ZARF(*):

a) lentei Hol Cons Adm C A Arad nr.i'din
b) Valoarea laxei de avizare a Fișei tehnice C A Arad este dc *) , . _ ______tet.
c) Banca Trezoreria Arad cont ROH5TREZ021 5U69XXXtHI8l4l: H.C.R. Arad cont RO93 RNCBI3IIU UIMHI0U2KIWUI

Taxa pentru avize dc specialitate nn este inclusă în taxa dc avizare a Fițci tehnice ți sc va încasa de C.A Arad, ■epurat.

IV. ALTE DATE FURNIZATE DE AVIZATORț*):

tra orei»»/ ir«rtrvu) gospodarii edilitare de apă-conal existente, pc planuri topografice prezentate de pruie ,t re t t.nte

■ t conform .inc vei C.A Aradl*3*5) . ta,rezema Ft;5 I clinică______

MJ1A

K ihniler.itttu rț *its hmn Hjrutui Jc Fiii tehnici w aHtipJctcaxldupdicuin

I* 1 iteiSitvrtistii• cudaderc/dtJtcdirtikăcurt«na»cciNitutmmmtdwo*wat
1*2 fteciucpi tcdam-UHitmdt|wnum<&litrtl»»lpft»lWmttl3l«cMW3<CMdic(*ldc.rtiv4uXatalrt.»tf3«iW^ r ■ •»

CJ Ite clttc3v.p:mK.C3Mrnanrn«tafcKidocumtfrt;d»ci >i 1 depute

( •> cm saicinc « <k QM/jttu U twa t I Infan;tn. tîcto - i.i sîic-k*luu4ri!rtțidctund pikdc «t «u-ten

i’4 I te cât Hi zbr.lKwriEiar - cu daidc wlkilalcdc sumei penau cutnpkurcj latU'n t -c C’ । iote w Mtcspccilkctaciâni,fiirniulaîc dc C A AraJlH ( lafn/âSl PI ♦{ S . ii irrn<c*ulik ăfuii/sjtl. .-ntlv IC nu ir jni*। H'!-

Ddg»: Grid SA. Independenții 26-28 300207 Tim țwo

CENTRALA ELECTRICA DE TERMOFICARE

AVIZ FAVORABIL

213855414, 8/22/2022

Stimate domnule/doamnă CENTRALA ELECTRICA DE TERMOFICARE,

Urmare a solicitării dumneavoastră 213847512 din 8/18/2022, privind emiterea avizului de amplasament pentru lucrarea SF - SURSA DE PRODUCERE--ENERGIE--TERMICA--SI ELECTRICA—ERIN—

COGENERARE DE ÎNALTA EFICIENTA " LA SC CET HIDROCARBURI SA ARAD" din localitatea ARAD , strada Maniu luliu, numărul 65-71 județ AR, în urnia analizării documentației depuse vă comunicăm avizul favorabil,

CU ÎNDEPLINIREA OBLIGATORIE, DE CĂTRE BENEFICIAR, A CONDIȚIILOR DE MAI JOS:

A. Condiții tehnice:

1. Traseele și adâncimea exactă de pozare a conductelor si branșamentelor de gaze naturale se determină prin sondaje.
2. La execuția lucrărilor care fac obiectul documentației ce ne-ați înaintat, constructorul este obligat să asigure distanțele minime între rețelele de gaze naturale și alte instalații, construcții sau obstacole subterane conform tabelului 1 din Normele tehnice pentru proiectarea, executarea și exploatarea sistemelor de alimentare cu gaze naturale, aprobate prin Ordinul Președintelui A.N.R.E. nr. 89/10.05.2018 și publicat în Monitorul Oficial al României, Partea I, Nr. 462/05.06.2018.

1/3 ZfF

DEGR P03-01-01 F-03, ed i / f >

Ddgu Grid SA

Departament Acces la Rețea Gaz

Timișoara

Independenței 26-28 300207 Timișoara www.detgaz.ro

Xxxxxx Xxxxx-Oragota

T+40-745-399-425 marius. Xxxxx-Xxxxx xx@xxxxxxxxxxxxxx

Abreviere; EATM

Președintele Consiliului de

Administrație Xxxxxxx Xxxxxx

Directori Generali

Xxxxxx Xxxxxx (Director General)

Xxxxxxx Xxxxxxxx Xxxxxx (Adj)

Xxxx Xxxxx Xxxxx (Adj.)

Xxxxx Xxxxxx (Adj.)

Sediul Central: Târgu Mure;

CUI: 10976607

Atribut fiscal: RO

J26Z326/OB.06.20OO

Banca BRD Târgu Mureș

IBAN:

R011BRDE27OSV2754O4127OO

Capital Social Subscris și Vărsat

773.257.777.S RON

V*1

Se vor respecta cu strictețe prevederile art. 93 alin (1) din Normele tehnice pentru proiectarea, executarea și exploatarea sistemelor de alimentare cu gaze naturale, aprobate prin Ordinul Președintelui A.N.R.E. nr. 89/10.05.2018 și publicat în Monitorul Oficial al României, Partea i, Nr. 462/05.06.2018, privind conductele de încălzire, apă, canalizare și cabluri electrice pozate direct în pământ sau canale de protecție și se vor lua măsuri de etanșare a acestora la intrarea în subsolurile clădirilor, chiar dacă acestea nu sunt racordate la gaz. Măsurile de protecție a rețelelor și branșamentelor se vor stabili de către proiectant cu consultarea în prealabil a S.C. Delgaz Grid S. A., Centru Operațiuni Rețea Gaz Timișoara, și vor fi incluse în documentația elaborată de acesta. Se va respecta art. 190 din Legea energiei electrice și a gazelor naturale nr. 123/2012 .

B. Condiții generale:

1. Va suporta cheltuielile aferente realizării lucrărilor de la punctul A.
2. Având în vedere că rețelele de distribuție au fost trasate orientativ pe planul de situație anexat, înainte de începerea lucrărilor se va solicita în scris participarea unui reprezentant al S.C. Delgaz Grid S.A. la predarea de amplasament și asistență tehnică ori de câte ori este nevoie pe perioada derulării lucrărilor, din partea S.C. Delgaz Grid S.A., Centru Operațiuni Rețea Gaz Timișoara. Adâncimea de pozare a rețelelor subterane trasate este cuprinsă între 0,5-0,9 m.
3. In cazul în care s-a produs o deteriorare a rețelei de gaz, astfel încât, au apărut scurgeri de gaz, se va anunța imediat Dispeceratul de Urgență S.C. Delgaz Grid S.A., la telefon: 0800-800.928 și 0265-200.928, și vor fi luate, totodată, primele măsuri, pentru a împiedica producerea unui eveniment (incendiu, explozie), până la sosirea echipei de intervenție Dacă prin săpătură a fost afectată izolația rețelei de gaz (atingere izolație, rupere izolație, rupere fir trasor, rupere bandă avertizoare etc.). respectiv rețeaua de gaz- prin atingere, lovire sau orice altă acțiune mecanică, se va opn imediat lucrarea și se va solicita prezența reprezentantului S.C. Delgaz Grid S.A., pentru remedierea defecțiunii provocate și/sau constatate Deteriorarea izolației atrage după sine corodarea materialului iubitlar șt apariția defectelor de coroziune, greu de depistat, care pot avea urmări grave (explozii); în cazul în care se produce un asemenea eveniment, având ca si cauză deteriorarea izolației în timpul execuției lucrării avizate de către S.C. Delgaz Grid S.A. izolație care na fost refăcută, datorită faptului câ executantul nu a anunțat reprezentantul S.C Delgaz Gnd S.A.. beneficiarul ai izului va fi direct responsabil de producerea

DELGAZ

grid

evenimentului. în cazul avarierii sau deteriorării conductelor și instalațiilor aflate în exploatarea S.C. Delgaz Grid S.A., Centru Operațiuni Rețea Gaz Timișoara, beneficiarul va suporta contravaloarea pagubelor produse, inclusiv cea a pierderilor de gaze naturale și dc restabilire a funcționalității clementelor afectate.

4. Săpătura din zona dc protecție a rețelelor de gaze naturale, așa cum este aceasta definită dc legislația în vigoare, se va realiza în mod obligatoriu, manual, pentru a nu afecta izolația, materialul tubular, sau alte elemente de construcție a rețelei de gaz (fir trasor, bandă avertizoare etc.).
5. în mod obligatoriu, rețelele de gaze naturale - a căror acoperire e afectată de lucrarea de construcție, vor fi așezate, respectiv acoperite cu un strat de nisip dc granulație 0,3-0,8 mm, cu grosimea de minimum 10 cm, dc la gcncratoarca inferioară și superioară a conductei și pe o lățime de 20 cm, de la generatoarele exterioare ale conductei.
6. în zona de protecție a rețelelor dc gaze naturale, așa cum este aceasta definită de legislația în vigoare, compactarea sc va realiza obligatoriu manual, astfel încât să nu sc deterioreze rețelele dc gaz, pe o înălțime de minim 30 cm (inclusiv stratul de nisip), măsurată de la gcncratoarca superioară a conductei.
7. în cazul in care lucrarea de construcții afectează răsuflătorile și/sau - cărnincle,atunciacestei-vor- fLreamplasatcubligatoriu^pepoziția inițială. Se impune, deasemenca, rcamplasarca capacelor de răsuflatori, a capacelor de cămine, a tijelor de acționare etc.
8. Cu minimum 5 zile înainte de recepția la terminarea lucrărilor, se va informa în scris S.C. Delgaz Grid S.A., Centru Operațiuni Rețea Gaz Timișoara asupra datei la care e programată recepția.
9. Prezentul aviz este valabil până la data de 8/22/2023 (12 luni),cu posibilitatea prelungirii acestuia pe perioada de valabilitate a certificatului de urbanism (sau document înlocuitor se va preciza tipul și natura acestuia). Prelungirea avizului se va solicita cu minim 15 zile înainte de expirarea avizului inițial.

în cazul nercspcctării condițiilor impuse mai sus, avizul își pierde valabilitatea.

Cu respect,

Rădcscu Ileana

Coordonator Echipa Acces Rețea Gaz Timișoara

Managcj^ acord are

3/3

DEGR PO3-O1-O2 FO3. ed2

MINISTERUL SĂNĂTĂȚII

DIRECȚIA DE SĂNĂTATE PUBLICĂ A JUDEȚULUI ARAD 310036-Arad, str Andrei Șngunanr 1-3 Tel 0257. 254.438 ; Fax 0257. 230. 010

web www dsparad ro e-mail dspj ar.Țfrdslink ro Operator date cu caracter personal nr 34651

Nr 375/18 08 2022

NOTIFICARE

dc asistentă de specialitate de sănătate publici

Date identificare solicitant și calitatea acestuia

MUNICIPIUL ARAD

Localitatea Arad, str B-dul Revoluției, nr, 75 . jud Arad

Date identificare obiectiv notificat

Localitatea Arad, str. luliu Maniu, nr. 65-71, jud Arad

Activitalen/activitățile pentru care este notificat obiectivul:

„SURSĂ DE PRODUCȚIE ENERGIE TERMICĂ Șl ELECTRICĂ PRfN COGENERARE DC

înaltă eficiență"

Faza SF

Proiect nr MA-P2-SACET-SF2-2022

Proiectant SC PROARCOR SRL

Numărul și data întocmirii referatului dc evaluare 999/18 08 2022 numele și prenumele specialistului

Xxxxxxxxxx Xxxxx, medic primar igienă

în baza documentației aferente proiectului propus, s-au constatat următoarele

- proiectul este in concordanță cu legislația națională privind condițiile dc igienă și sănătate publică cu următoarea condiție:

Pentru obținerea notificării dc asistență de specialitate de sănătate publică- faza DTAC/PAC, titularul vn prezenta studiul dc impact asupra sănătății publice, conform OMS nr. 119/2014 pentru aprobarea Normelor dc igienă și sănătate publică privind mediul de * țață nl populației, art. 20.

Notificarea este valabilă măi timp cât nu se modifică datele din memoriul tehnic șt proiect

ȘEF DEPARTAMENT SUPRAVEGHF Rl ÎN SĂNĂTATE PUBLICĂ

^Z DR CÎ1U Xxxxxx Xxxxxxxxx

Înt/Red Dr Drăgănescu loj^ medic primar igienă

i iu pr<h h: ha Mi.Dirn i arau

GONII \'l( ARI 1)1 PI X I \

<MHI. Tf\1ăA^Ki

gut'sfr IV Tjăăfcaee ee ^xs®«7sâ»W

/dG

iB . !<

RO21 I Ri:ZO21?Oi>\\\tKi(i77x

qJ te..

e-distribuție

Banat

E-DISTRIBUTIE BANAT S.A.

Strada Pestalozzi lohan Heinrich, nr. 3-5, TIMIȘOARA, TIMIȘ

Telefon/fax: 0256929 / 0372876276

Nr. 11323328 din 24/08/2022

Către

CET HIDROCARBURI SA, domiciliul/sediul in județul ARAD, municipiul/ orașul/ sectorul/ comuna/ satul ARAD, Bulevardul luliu Maniu, nr. 65-71, bl. - , sc. - ,et. - ,ap. - .

Referitor la cererea de aviz de amplasament înregistrata cu nr. 11323328 / 17/08/2022, pentru obiectivul Studiu de Fezabilitate-Sursa de producție energie termica si electrica prin cogencrare de inaita efîcienta-et.x cu destinația Sursa de producere energie termica si electrica situat in județul ARAD, municipiul/orașul/comuna/sat/sector ARAD. Bulevardul luliu Maniu, nr. 65-71. bl. - . et. - , ap. - . CF307809;359603;30781L, nr. cad. - . __

In urma analizării documentației pentru amplasamentul obiectivului menționat, se emile: //x

AVIZ DE AMPLASAMENT FAVORABIL Nr. 11323328 / 24/08/2022

“ Utilizarea amplasamentului propus, pentru obiectivul d-voastra. se poate face cu respectarea Legii energiei electrice si a gazelor naturale nr. 123/2012. a Ordinului ANRE nr.49/2(K)7 Si nr 25/2016. a prescripiiilor st normelor tehnice-energetice PE-1l)6/2(H)3. SR.S591/97. NTE.003/(M/0(Lsi NTE. OO7/O8/1K1?

AVIZ FAVORABIL VALABIL NUMAI PENTRU FAZA STUDIU DE FEZABILITATE CU RESPECTAREA URMĂTOARELOR CONDIȚII: 1. In zona exista LES 6kV, LES 0.4kV ce nu aparțin E-Distributie Banal SA; 2. PENTRU OBȚINEREA AVIZULUI IN FAZA DTAC, SE VA CERE UN NOU AVIZ DE AMPLASAMENT: 3. Terenul pe care se afla instalațiile electrice de distribuție ramane in proprietatea statului, in cf. cu Legea nr. 123/2012; 4. Conform Legii energiei nr. 123/2012 art. 49 pentru protejarea rețelelor electrice de distribuție, se interzice persoanelor fizice si juridice sa limiteze sau sa ingradeasca, prin execuția de împrejmuire, prin construcții ori prin orce alt mod, accesul la instalatii ai operatorului de distribuție. 5. Se vor respecta: ord. 239/2019, PE 101A/85. NTE 003/04/00, NTE 007/08/00 si PE 106/2003 in ceea ce privește coexistenta PT, LEA, LES cu clădiri, drumuri, imprejmiuiri, utilitati (gaz, apa, canalizare, termolicare, etc.), propuse a se construi; 6. Este interzisa executarea de săpături mecanizate la dist. mai mici de I,5m fata de traseul LES ex. dar nu inainte de del. prin sondaje a traseului acestora si Im fata de fundațiile stâlpilor, ancore, prize de pamant, ele.; TOATE SĂPĂTURILE SE VOR EXECUTA MANUAL PE TRASEUL LES EXISTENT; 7. Distanta de siguranța masurata in plan orizontal (APROPIERE) intre marginea canalului termic cu apa fierbinte si LES 20kV, LES 6kV, LES 0,4kV ex. sa fie minim 0,5 m cf.NTE 007/08/(10; 8. Distanta de siguranța masurata in plan vertical (INTERSECȚIE) intre marginea canalului termic cu apa fierbinte si LES 20kV, LES 6kV, LES 0.4kV ex. sa fie minim 0.2 m cf.NTE 007/08/00:9. Dist. min. mas. pe orizontala intre peretele conductei subterane de apa, AGENT TERMIC si fundația celui mai apropiat stâlp LEA 0.4 kV ev. sau orice element al prizei de pamant (APROPIERE,

TRAVERSARE) sa fie de 2m, cf. PE 106/2003. 10. Dist. min. mas. pe oriz. intre armaturile metalice supraterane ale conductei de apa, AGENT TERMIC, robinete, refulatoare, vane, etc. si axul LEA 0,4 kV ex., va fi egala cu inaltimea stâlpului (PE 106/2003 ; 11. Distanta de siguranța masurata in plan orizontal, la apropieri, intre LES 20kV, LES 6kV, LES 0,4kV si cel mai apropiat element al fundațiilor propuse, va fi min. 0,6 m, NTE 007/08/00; 12. Distanta min. admisibila de apropiere, masurata in plan orizontal, intre ce] mai apropiat element al clădirii (caL C, D, E): balcon, fereastra (DESCHISA), terasa propusa a se construi si conductorul LEA 0,4 kV ex., va fi Im, PE 106/2003; 13. Distanta masurata pe verticala in zona de acces, intre conductorul inferior al LEA 0,4 kV si partea carosabila sa fie min. 6m, PE 106/2003; 14. Dist. de sig. mas. in plan vertical, in zona de intersecție (TRAVERSARE) a conductei subterane de distribuție gaz pr. cu LES 20kV, LES 6kV, LES 0,4kV ex. va fi min. 0,25m, cf. NTE 007/08/00; Conducta de gaze va supratraversa de regula LES. In caz contrar, conducta de gaz se va proteja in tub de protecție prevăzut la capete cu rasuflatori pe o lungime de 0,8m de fiecare parte a intersecției. Unghiul min. de traversare este 60°; 15. Dist. de sig. mas. in plan oriz., la apropiere, intre peretele cond. subterane de distribuție gaz pr. si LES 20kV, LES 6kV, LES 0,4kV ex., va fi min. 0,6m. Dist. de apropiere se va mari la 1,5 m daca LES ex. este protejat in tub, cf. NTE 007/08/00; 16. Dist. min. mas. pe oriz. intre peretele conductei subterane de gaz (TRAVERSARE, APROPIERE) pr. a se construi si fundația celui mai apropiat stâlp al LEA 0,4 kV ex. sau orice element al prizei de pamant, va fi 5m(2m cu acordul proprietarului de conducta), cf. PE 106/2003; 17. Dist. min. de apropiere mas. pe oriz. intre armaturile metalice supraterane ale conductei de gaz (robinete, refulatoare, vane, etc.) si axul LEA 0,4 kV, este inaltimea stp. ex. in zona, cf. PE 106/2003;

• Traseele rețelelor electrice din planul anexat sunt figurate informativ. Pe baza de comanda data de solicitant (executant). Zona MT/JT Arad Municipal asigura asistenta tehnica suplimentara NU ESTE CAZUL IN FAZA SF;**
• Executarea lucrărilor de săpături din zona traseelor de cabluri se va face numai manual, cu asistenta tehnica suplimentara din partea Zonei MT/JT Arad Municipal cu respectarea normelor de proiecția muncii specifice. In caz contrar solicitantul, respectiv executantul, va suporta consecințele pentru orice deteriorare a instalațiilor electrice existente si consecințele ce decurg din nealimentarea cu energie electrica a consumatorilor existenti precum si răspunderea in cazul accidentelor de natura electrica sau de alta natura NU ESTE CAZUL IN FAZA SF;**
• Distantele minime si masurile dc proiecție vor fi respectate pe tot parcursul execuției lucrărilor.
■ In zonele de proiecție ale LEA nu se vor depozita materiale, pământ prevăzut din săpături, echipamente, etc. care ar putea sa micșoreze gabaritele. Ulilajle vor respecta distantele minime prescrise fala de clementele rețelelor electrice aflate sub tensiune si se va lucra cu utilaje cu gabarit redus in aceste zone
• Executantii sunt obligati sa instruiască personalul asupra pericolelor pe care le prezintă execuția lucrărilor in apropierea instalațiilor electrice aflate sub tensiune si asupra consecințelor pe care le poate avea deteriorarea acestora. Pagubele provocate instalațiilor electrice si daunele provocate consumatorilor ca urmare a deteriorării instalațiilor vor fi suportate integral de cei ce se fac vinovati de nerespectarea condițiilor din prezentul aviz. Executantii sunt direct răspunzători de producerea oricăror accidente tehnice si de munca.
• Avizul de amplasament nu constituie aviz tehnic dc racordare. Pentru alimentarea cu energie electrica a obiectivului sau, daca obiectivul exista si se dezvolta (cu creșterea puterii fala de cea aprobata inițial), veți solicita la operatorul de distribuție E-DISTRIBUTIE BANAT S.A. aviz tehnic de racordare**

♦** In zona de apariție a noului obiectiv exista rețea electrica de distribuție DA 0 NI; O
*** Noul obiectiv poate fi racordai la rețeaua existenta DA □ NÎJ 0

Posibilitățile de racordare pentru puterea specificata in cererea de aviz de amplasament fiind prin: aceasta soluție este insa orientativa, urmând ca soluția exacta se se stabilească in cadrul Fisei de soluție sau a Studiului de Soluție, după depunerea la Operator a cerem de racordare.

Racordarea la rețeaua electrica de interes public presupune următoarele etape:

• depunerea de către viitorul utilizator a cererii de racordare si a documentației aferente pentru obținerea avizului tehnic de racordare;
• stabilirea soluției de racordare la rețeaua electrica si emiterea de către operatorul de rețea a avizului tehnic de racordare, sub forma de oferta de racordare; tarifele pentru emitere aviz tehnic de racordare conform Ordinului ANRE nr. 114/2014. si pentru tarifele de racordare conform Ordinului ANRE nr. 11/2014. Ordinului ANRE nr. 87/2014 si Ordinului ANRE nr. 141/2014.
• încheierea contractului de racordare intre operatorul de rețea si utilizator in termenul de valabilitate al ATR;
• încheierea contractului de execuție intre operatorul de rețea si un executant, realizarea lucrărilor de racordare la rețeaua electrica si punerea in funcțiune a instalației de racordare*.
• punerea sub tensiune a instalației de utilizare pentru probe, etapa care nu este obligatorie pentru toate categoriile de utilizatori;
• emiterea de către operatorul de rețea a certificatului de racordare;
* punerea sub tensiune finala a instalației de utilizare;

In vederea racordării la rețeaua electrica de distribuție, solicitantul trebuie sa prezinte dosarul instalației de utilizare

• In cazul in care in zona mai sunt si alte instalatii electrice care nu aparțin E-DISTR1BUTIE BANAT S.A.. solicitantul va obține obligatoriu avizul de amplasament si de la proprietarul acelor instalații electrice (TRANSELECTR1CA. HIDROELECTRICA. TERMOELECTRICA, alti deținători de instalatii, după caz).
* Prezentul avizul este valabil pe perioada valabilitatii Certificatului de Urbanism nr. 1214 / 14/1)7/2022, respectiv pana la data de 14/07/2024.
• Prezentul aviz este valabil numai pentru amplasamentul pentru care a fost emis.
• Se anexeaza 2 planuri de situație vizate de Zona MT/JT Arad Municipal,
• Redactat in 2 (doua) exemplare, din care unul pentru solicitant.

Responsabil E-D1STR1BUT1E BANAT S.A.

Manager UT Arad Xxxxxx Xxxxxxxx Xxxxx

Verificat

Xxxx Xxxxxxx

Întocmit

Xxxxxx Xxxxxxx

Ca urmare a prelungirii valabilității Certificatului de Urbanism, se prelungește valabilitatea Avizului de amplasament pana la...........................................

Responsabil

* pentru aviz favorabil fara condiții se va înscrie "“"Nu este cazul’ / pentru aviz favorabil cu condiții se vor înscrie distantele minune de apropiere si încrucișare imrc obiectivul propus si rețelele electrice (LEA sau LES) exitente in zona, in conformitate cu prescripțiile energetice in vigoare.
* • daca nu sunt condiții se va înscrie ' Nu este cazul"
* *• se bifeaza cusuta corespunzătoare situației, sc specifica tipul de branșament propus si întăririle de rețea (daca este cazul)

SC PROARCOR SRL, Cluj-Napoca

Str. Fabricii Nr. 2. Ap. xx. Cod 400620

CI F: RO25510293

Reg. Com.: J12/1020/2009

Email Pfoarcorfa Yahoo corn. Tel 0264/414265

K)

ARAD

S.C. CENTRALA ELECTRICA DETERMOF1CARE HIDROCARBURI S.A.

310169 ARAD, Bld. luliu Manlu nr. 05 - 71. CP 129, OP 10

tel. 0257/307766,0257/307775 tas: 0257/270407,0257/280780

email: rontocC'o relharBd.m, email r.pn.ccthnrad.ro

TUV

taurii Z1XVBS

AVtTllA T-AHFWW* " JCTXIrJXtit

Proiectant SCPROARCORSRL

J02/1 tJVQîJf.lW. RO 2617*052 CONT (BAN ROM INCB Wl* 00OT37jț »9»

5 c‘ CET HlDRO^AggJ^Rl

FIȘĂ TEHNICĂ TERMOFICARE DAT<₌₌Lyi&_—

în vederea emiterii AVIZULUI DE AMPLASAMENT

pentru obiectivul / lucrarea Studiu de fezabilitate • „ Sena de producere energie termica si electrica prin coRenerare de înalta eficiență* la SC CEȚ Hidrocarburi ȘA Arad DATE GENERALE

l. Baza Legală:

- Legea 325'2006..Legea energici";
- Legea nr.10-1995 privind calitatea in construcții;
- Legea nr.50/1991 privind autorizarea lucrărilor de construcții;
- Ordinul 91/2007 ANRSC;
- HCLM Arad nr.59/2008.
- Normativ PE 207/80;
- Normativ I 13-2015;
- Nor moli s I 9-2015;
- Normativ NP-O29-O2;
- Normativ NP-059-02:
- Norma tehnici privind delimitarea zonelor de proiecție și siguranță aferentă capacităților energetice prin Ordinul 4 ‘2007 al ANRE

2. Conținutul documentațiilor:

- Cenifcut de urbanism (copie);
- Extras din documentația tehnică ol obiectivului /lucrării, care să cuprindă obligatoriu următoarele

a. Memoriu tehnic privind scopul/desericrea obiectivului/ lucrării și condițiile de executare -1 exemplar;

b in cazul solicitării avizului de amplasament pentru extindere, modificare rețea și branșament gaze naturale la condominii unde se intenționează montarea unui alt sistem de încălzire și preparare o apel calde de consum, documentația va cuprinde in mod obligatoriu următoarele:

+ Acordul de acces la rețeaua de gaze naturale emis de distribuitor;
+ Acordul vecinilor de apartament atât pe orizontală cât și pe verticală cu privire la intenția de realizare o unui sistem individual de încălzire;
+ Acordul scris al Asociației de Proprietari exprimat prin I lolărârea Adunării Generale cu priv re ta Intenția de realizare u altui sistem individualcondouiinial de încălzire'
+ Documentația tehnică care reconsideră ansamblul instalației termice avizată de furnizor

c. Planuri dc încadrarea in zonă, anexă la CU - 2 exemplare,
d. Planuri de situație al imobilului, scara 1:500 - 2 exemplare

3, Durută dc emitere a avizului: __

Se calculează la 15 zile lucrătoare de la data depunerii documentației compIeic7a~ȘCcei lilDROCARDURI SA' Avizul este valabil l mi dc la data emiterii.

4. Date dc identificare beneficiar lucrare: c.ET,

- Denumirea beneficiarului lucrării MUNICIPIUL ARAI)
- Persoana de contact______Director generai.iiig.Xxxxxxx Xxxxxx U
- Numărdctelefon_______0257/307766 yx exitt' MM M___
- Nr.urdinc dc înregistrare la Oficiul Comerțului și nmd (pentru firme) X/g . .v-*.^z _______
- Codul fiscal (pentru firme)________________________________________________________________________________________________
- Contul (pcnirtt linnc; __________________________________________________________________________________________________
• Uanca(pemru Urme) __________________________________________________________________________________

Sttm de mun/ cu prelucrarea datelor cir caracter penonttl cnitfnrm Rejftdiinienitdtti nr. 679/27.01.2016 adoptat de Pitrluntenitd European ai Consiliul Uniunii europene.

II. CONDIȚII TEHNICE ȘI RESPRICȚII SPECIFICE LUCRĂRILOR/ OBIECTIVULUI

Amplasament Arad, Calea luliu Maniu. ttr, 65-71

Modificare Rețea/Hranțamcnt/racord (traseu. dimensiuni, cote)NU

Rcțea/Branșamenl/racord nou (traseu, dimensiuni, cote)NU

Caracteristici tehnice cure trebuiesc asigurate prin proiect____________________________________________________________________

PROIECTANT SC PROARCOR .SRL

S.C. CENTRALA ELECTRICĂ DE TERMOF1CARE HIDROCARBURI S.A.

310169 ARAD, Bld. luliu Muniu nr. 65 71,CP 129, OP 10 tel. 0257 307766,0257 307775 bst 0257/270407,0257/2M7M

email: contuct'Șccthanid ro, email: rpi cethurud.ro

302/1141/02.11.2009, RO 25176051 CONT IBAbi RO56 INGB 0016 OOQQ 3746 $91i

Tlfl/ 3’tOW lUr w «n

«UHU* 'kmiiW SI iuti Xi'.lrnjW

III. TAXA DE AVIZARE

- Temei legat - Holararea Consiliului Local ol Municipiului Arad nr. 330 21 08 2020

- Modalitatea de plato: casieria SC CET HIDROCARBURI SA

Văzând specificările prezentate in FIȘA TEHNICA privind modul de îndeplinire a cerințelor de nviznrc. precum ți documentația depusă pentru avizare, se acordă:

AVIZ FAVORABIL dc AMPLASAMENT

înaintea executării lucrării, beneficiarul ore obligația de o anunța și solicita asistență tehnică din partea SC CLI HIDROCARBURI SA ia numărul de telefon 0257-231367.

Daia^. 202^

SC CET HIDROCARBURI SA

hlgtwr Șef

iug. .Șumlru Marjux-Florm

Lrgendâ-

CAI - nmpaljamcni cazane de ape fierbinte miale m prezentul SF (Lot I) CHP - amplasament umtiaii de cogcnerare conform siaicgm de Icrmufian: si care se ca trata mtrunall SF (Lot 2)

AC - amplasament acumulator de căldura conform stal «ia de icnii o fie an;

st cate se va trata intr-un alt ST (l m 2|

SPI - amplasamentMa|u de pompare termoltare reidmologuatcconfonn siaicgia de termoficare s i care 5c va trjia intram ah SF (1 .nl¹1

SP2 - amplasament M.qn de pompare ta moiicare uctimuhtnr de căldura cimfnim siategia de icminricare st care se va iran uur-un ah SF |Loi 21 CB - amplasament centrata clcctro-termica pe biumasH conform Matcgta dc ten no fi care si care se va trata intr-un aii SF (Lui 2j

abcl 30. Datele comparative de analiză pentru scenariile selectate

înscrieri privitoare la dreptul de proprietate șl alte drepturi reale	Referințe
14469/01/09/2004

înscrieri privind dezmembrămlntele dreptului de proprietate, drepturi reale	PAfArintA
de garanție șl sarcini	ne ic» 11
NU SUNT____________________________

înscrieri privitoare la dreptul de proprietate și alte drepturi reale	Referințe
14469 / 01/09/2004

înscrieri privind dezmembrămlntele dreptului de proprietate, drepturi reale de garanție și sarcini		Referințe
NU SUNT ____ _ _ , __________		____

Hotărârea nr. 469/2022

Sursa de producere energie termică și electrică prin cogenerare de înaltă eficiență

B.Principalele caracteristici tehnice ale investiției

Sursa de producere energie termică și electrică prin cogenerare de înaltă eficiență Faza: Studiu de Fezabilitate

B.Principalele caracteristici tehnice ale investiției

REFERAT DE APROBARE

Scenariile propuse/ soluția de intervenție

Scenariul S1

Scenariul S2

l.Descrierea investiției:

Obiect 04 - AC : Acumulator de căldură

Principalele caracteristici tehnice ale investiției

- Durata de realizare investiției = 28 luni,

3.Conținutul documentației:

PROPUNEM,

VIZAT JURIDIC,

MUNICIPIUL ARAD

CONSILIUL TEHNICO-ECONOMIC

CONSILIUL TEHNICO ECONOMIC, AVIZEAZĂ FAVORABIL

Președinte CTE Xxxx Xxxxxx

1 LISTĂ DE SEMNĂTURI

ing. Xxxxxx Xxxx

ing. Xxxxxx Xxxx

ing. Xxxxxx Xxxxxxx

ec. Ala Baltag

3 Cuprins general

4 Cuprins Tabele

5 Cuprins Figuri

Informații privind confidențialitatea

6 Termeni si abrevieri

A. PIESE SCRISE

1 INFORMAȚII GENERALE PRIVIND OBIECTIVUL DE INVESTIȚII

Sursa de producere energie termica si electrica prin cogenerare de înalta eficientă

S© PROARCOR

2 SITUAȚIA EXISTENTĂ gl NECESITATEA REALIZĂRIIOBIECTIVULUI / PROIECTULUI DE INVESTIȚII

2.1 Concluziile studiului de prefezabilitate

Propunere de structura

- Flexibilitate ridicată a noilor unități de producție astfel încât acestea să se poată adapta cu ușurința Ia variațiile de sarcină termică previzibile;

f. Prioritatea proiectelor:Proiecte prioritatea 1

1. Unitate de cogenerare de înalta eficienta cu gazeificare de Biomasa 1,8 MWe

2. Ucog BE 31,2 MWe + Cazane CAF 100 MWt + Acumulator căldura cca. 8500 mc + Utilități

4 .Modernizarea stației de pompare prin utiliarea pompelor de rețea și apă de adaos cu turație variabilă

5 .Retehnologizare conducte rețea primara Etapa 1

7 . Uni ta te de producție energie termica folosind apa geotermala si pompe de căldura

Proiecte prioritatea 2

2. Unitate de incinerare cu combustibil solid produs din deșeuri nepericuloase de tipul RDF sau SRF

Proiecte prioritatea 3

eiS©PROARCOR

Acoperirea necesarului de căldura estimată - pe perioada de analiză:

h. PROGNOZA 2024 - conform strategie de termoficare

j. SCHEMA SIMPLIFICATA CET HIDRTOCARBURI-SITUATIA PROPUSA IN CADRUL STRATEGIEI DE TERMOFICARE

Despre sistemul de termoficare:

4 SC PROARCOR

2.5 Analiza cererii de bunuri și servicii, inclusiv prognoze pe termen mediu și lung privind evoluția cererii, în scopul justificării necesității obiectivului de investiții

La nivelul anului 2020 (atenție: cel mai cald an din ultimii 50 ani!!!) situația alimentării cu căldura în SACET Arad este redată sintetic în tabelul de mai jos:

2.5.1 Obiective preconizate a fi atinse prin realizarea investiției publiceObiective generale

Eficiența rețelelor de termoficare

Obiectivele de protecție a consumatorilor vulnerabili

3 Prezentarea scenariilor tehnico-economice propuse

3.0.1 Soluția AUcog

Ucog.bio

3.0.2 Soluția Bl și B2

Soluțiile se bazează pe unitate de cogenerare cu motoare cu ardere interna utilizând ca energie primară gaz natural cu sistem de recuperare de căldură pentru termofîcare.

Descriere generală

Legenda:

Configurația tehnică asigură:

3.0.2.1 Soluția BlUcog.

Ucog.bio

Ufcog

3.0.2.2 Soluția B2 Ucog.

Descriere și performanțe Motor 10,4 Mwe

Ucog.bio

Ufcog

Opțiune pentru soluțiile Bl și B2

Ucog.bio

Ufcog

3.1 Particularități ale amplasamentului:

•O PROARCOR

PROARCOR

Date climatice și de relief:

2 SITUAȚIA EXISTENTĂ gl NECESITATEA REALIZĂRII

OBIECTIVULUI / PROIECTULUI DE INVESTIȚII

f. Prioritatea proiectelor:

Proiecte prioritatea 1

2.5.1 Obiective preconizate a fi atinse prin realizarea investiției publice

Obiective generale

3.0.1 Soluția A

Ucog

3.0.2.1 Soluția Bl

Ucog.

3.2.1.1 Scenariu 1 cu 4 (patru) unități de cogenerare cu motoare pe gaz cu ardere internă

3.2.1.1.1 Sursele de producție afererente Scenariului 1

3.2.1.2 Scenariu 2 cu 3 (trei) unități de cogenerare cu motoare pe gaz cu ardere internă

3.2.1.2.1 Sursele de producție afererente Scenariului 2

3.2.1.2.5 Instlalații electrice și de automatizare

3.2.1.2.5.1 Descrierea instalațiilor electrice aferente noilor surse — scenariu 2

4.4 Sustenabilitatea realizării obiectivului de investiții:

a) impactul social și cultural, egalitatea de șanse;