Consiliul Local al Municipiului Bacau,

Având in vedere:

Prevederile Legii nr.325 din 14 iulie 2006 a serviciului public de alimentare cu energie termica;

Prevederile art. 9, alin.l lit. “c” și “d” din Legea nr.51 din 8 martie 2006 a serviciilor comunitare de utilitati publice cu modificările si completările ulterioare;

Prevederile art. 47 și art. 117 lit. “a” din Legea nr. 215/2001, a administrației publice locale, republicata, ulterior modificată și completată;

Expunerea de motive a Primarului Municipiului Bacau;

Raportul compartimentului de resort din cadrul aparatului de specialitate al Primarului Municipiului Bacau la proiectul de hotarare;

Referatul nr.1561 din 11.02.2009 al Serviciului Unitatea Municipala pentru Monitorizare;

In baza dispozițiilor art.36 alin.(2),lit ”b” si “d^>*,alm.(4),lit.”f ’,alin.(6),lit.”a),pct.9 si 14 precum si ale art.45,alin.(l) din Legea nr.215/2001 a administrației publice locale cu modificările si completările ulterioare,

HOTĂRĂȘTE:

Artl Se aproba Mașter Plan-ul pentru Instalații Mari de Ardere(IMA) si Sistem de Termoficare(ST) in Municipiul Bacau,conform “Anexei”, care face parte integranta din prezenta hotarare.

Art.2 Hotararea se comunica Viceprimarilor Municipiului Bacau,Administratorului Public al Municipiului Bacau,Direcției Economice,Direcției Tehnice,Serviciului Unitatea Municipala pen.^Monitorizare, Compartimentului Informare Cetateni,S.C.CET SA BacauJnstitutijri^^^fuluTJudetului Bacau, Ministerului Mediului si Dezvoltării Durabile si va  fi adusa la cpi^știm^          condițiile legii.

/     / f -J. O ti-Ă ;          \

CONTRASEMNEAZĂ, SECRETARUL MUNICIPIULUI BACĂU Xxxxxxx-Xxxxxx Xxxxxxxx

Nr. 21

Din 13.02.2009

Red. M.P.ZA.P./Ex.l/Ds.I-A-4

ROMÂNIA JUDEȚUL BACĂU CONSILIUL LOCAL AL MUNICIPIULUI BACĂU

ANEXĂ LA HOTĂRÂREA NR. 21 DIN 13.02.2009

MAȘTER PLAN-UL PENTRU INSTALAȚII MARI DE ARDERE (IMA) SI SISTEM DE TERMOFICARE IN MUNICIPIUL BACAU

CONTRASEMNEAZĂ, SECRETARUL MUNICIPIULUI BACĂU Xxxxxxx-Xxxxxx Xxxxxxxx

rWKWM— FICHTNER Intardeveto^^nt I R< Uf Destinatar Xxxxxxx Xxxxxxxxxx, MMDD cc: Xxxxxxx Xxxxxx, MMDD Date depunerii: 2 noiembrie 2008	Componenta Termoficare Sarcina: 2.3 Elaborarea aplicațiilor pentru infrastructura municipală de termoficare/IMA* uri Rezultat: Mașter Plan (MP) pentru Instalații Mari de Ardere (IMA-uri) $1 Sistem de Termoficare (ST) in Municipiul Bacău, Versiune Finală „Asistență Tehnică pentru pregătirea Portofoliului de Proiecte" (TAPPP) Phare 2005/017-553.04.03/08.01 EuropeAid/123067/D/SER/RO Consorțiu -    Rambpll, Denmark (conducătoare Consorțiu) -    Rambpll, România -    Fichtner, Germania -    Interdevelopment, România -    PM, Irlanda -    PM Internationa) Services, România
Elaborat de	Peter Brask - Component Manager, Xxxxxxx Xxxxxxxx - Deputy ComponentManager, Xxxx Xxxxxx - Expert Cazane, Bjarne Juul Chrlstensen - Expert Mașter Planning și Energy Planning, Frederick Pitzner Jorgensen - Expert financiar și studii de fezabilitate
Aprobat de	Peter Brask, Component Manager, Termoficare
TAPPP Team Leader: Birou TAPPP: GSM: E-mail:	George McDonnell Ministerul Mediului și Dezvoltării Durabile B-dul Libertății 12, Cam 304E RO-040129, București +40-730-013016 xxxxxxxxxxxxxxxx@xxxxxxxxxxx

MMM QR0UP

Conținut

0.	Rezumat executiv	1
1.	Introducere	ÎS
1.1.	Cadru general al proiectului	18
1.2.	Obiectiv general și abordarea aplicată pentru realizarea Mașter Planului	20
1.3.	Structura Mașter Planului	20
2.	Analiza situației existente	22
2.1.	Rezumat	22
2.2.	Aria proiectului	22
2.3.	Cadru natural	24
2.4.	Infrastructură	29
2.5.	Evaluare socio-economică	31
2.6.	Evaluarea cadrului instituțional și legal	40
2.7.	Resurse de energie	75
2.8.	Impactul asupra mediului	87
2.9.	Cererea existentă de energie termică	90
2.10.	Instalații existente șl performanțe actuale	92
3.	Proiecții	125
3.1.	Rezumat	125
3.2.	Metodologie șl ipoteze	125
3.3.	Proiecții soclo-economice	125
3.4.	Proiecție cerere de energie termică	132
4.	Obiective naționale și ținte municipale	142
4.1.	Rezumat	142
4.2.	Obiective naționale de mediu privind sistemul de termoflcare	142
4.3.	Trimitere către planuri șl strategii naționale, regionale precum șl alte	143
	planuri și strategii relevante
4.4.	Ținte municipale în sectorul de termofîcare	147
4.5.	Concluzie	148
5.	Analiza opțiunii	150
5.1.	Rezumat	150
5.2.	Metodologie șl ipoteze	150
5.3.	Evaluarea opțiunilor	152
5.4.	Opțiune propusă	166
5.5.	Concluzie	166
6.	Strategie privind sistemul municipal de termoflcare	168
7.	Plan de investiții pe termen lung	169
7.1.	Rezumat	169

/M/W

MW CAOVP

7.2.	Măsuri pentru Investiții pe termen lung	169
7.3.	Parametrii de proiectare și predlmensionare	171
7.4.	Costuri unitare	175
7,5.	Costuri investlțlonale	175
7.6.	Costuri de operare, întreținere și administrare	175
7.7.	Program de implementare șl etapizarea măsurilor	176
7.8.	Impactul măsurilor propuse	178
7.9,	Atingerea țintelor	180
7.10.	Cerințe instituționale	182
7.11.	Concluzie	184
8.	Analize financiare șr economice	185
8.1.	Rezumat	185
8.2.	Ipoteze privind mărimea pieței	185
8.3.	Ipoteze privind costurile de operare și întreținere	185
8.4.	Ipoteze privind costurile investlțlonale	187
8.5.	Valoarea netă actualizată	187
9.	Suportabilltate	190
9.1.	Rezumat	190
9.2.	Metodologie și ipoteze	190
9.3.	Evaluare	190
9.4.	Suportabilltate	193
9.5.	Analiză de sensibilitate	194
9.6.	Concluzie	195
10	Program prioritar de Investiții în infrastuctură	197
11	Plan de Acțiune pentru implementarea proiectului	202

Anexe

• 0. Rezumat executiv

0.1. Contextul Mașter Planului

Obiectivul general al contractului AT este de a îmbunătăți infrastructura de mediu din România potrivit strandardelor europene în domeniul termoficării pentru a crește în mod semnificativ calitatea mediului și a condițiilor de viață.

Obiectivul documentului de față este de a elabora un Mașter Plan (MP) pentru Instalațiile mari de ardere (IMA) și sistemul de termoficare (ST) în municipiul Bacău, acoperind întregul sistem, inclusiv generarea, transportul și distribuția energiei termice la consumatori până în anul 2028 (orizont de planificare de 20 de ani).

Obiectivul specific al MP este de a propune un program de investiții pe termen lung care să asigure:

•    conformarea cu obligațiile de mediu stabilite în Tratatul de Aderare șl cu obiectivele strategiilor și politicilor naționale privind alimentarea cu energie electrică și termică;

• •    dezvoltarea unui sistem de termoficare durabil în municipiul bacău, pentru a îmbunătăți eficiența energetică;

• •    asigurarea alimentării cu energie termică și de facturi de energie termică suportabile pentru majoritatea populației municipiului Bacău;

• •    Reducerea Impactului negativ asupra mediului și sănătății populației cauzate de actuala poluare indusa de sistemul de termoficare.

Recomandările incluse în Mașter Plan se bazează pe date specifice colectate din Bacău, precum și pe ipoteze privind viitoarea dezvoltare a pieței de termoficare până în 2028. Astfel, se recomandă actualizarea periodică a Mașter Planului și revizuirea acestuia în cazul în care au loc modifcări majore la nivelul pieței de termoficare, cadrului legislativ etc.

Programul de investiții propus este rezultatul prioritizărir a diferitelor opțiuni bazate pe criterii de selecție financiare, de mediu, tehnice șl de suportabilitate. Criteriile de selecție sunt definite pe baza țintelor naționale și obiecvtlvefor municipale.

Pe baza programului de invetiții pe termen lung, MP recomandă investiții prioritare pe termen scurt necesare a fi Implementate pentru a asigura conformarea cu obligațiile de mediu din Tratatul de Aderare care urmează a fi finanțate prin POS Mediu - Axa Prioritară 3.

MP prezintă situația existentă, proiecțiile pentru dezvoltarea vlltoară a întregului sistem de termoficare, și pe baza acestor informații, MP propune opțiuni strategice pentru reabilitarea sistemului de termoficare și recomandă opțiuni pentru a fi analizate în viitor în cadrul etapei de studiu de fezabilitate în vederea determinării soluției cele mal eficiente din punct de vedere al costurilor pentru alimentarea cu energie termică în Bacău.

0.2. Ținte naționale și obiective municipale

Ca urmare a analizei strategiilor, planurilor și programelor la nivel național, regional și local au fost identificate ținte naționale șl municipale strategice și specifice privind reabilitarea sistemului de termoficare care trebuie atinse în Bacău, după cum urmează:

• a)    Ținte șt obiective naționale strategice

• •    conformarea cu angajamentele asumate prin Tratatul de Aderare și cu alte directive UE privind mediul legate de poluarea aerului șl gestionarea deșeurilor nepericuloase, care duc la micșorarea schimbărilor climatice și îmbunătățirea condițiilor de sănătate a populației;

• •    asigurarea siguranței în alimentarea cu energie prin asigurarea disponibilității resurselor de energie și limitarea dependenței de resurse importate;

•    asigurarea dezvoltării durabile prin creșterea eficienței energetice, promovarea producției de energie bazată pe resurse regenerabile de energie, promovarea producției de energie termică șl electrică în cogenerare cu instalații eficiente și asigurarea utilizării raționale șl eficiente a

InterdeveJopment 4        • !*«*•< i rw

resurselor primare.

• b)    Ținte șl obiective municipale specifice

• •    conformarea cu emisiile de S02, NOx și praf până la sfârșitul perioadelor de tranziție privind valorile limită a emisiei și limitele maxime admise stabilite în Tratatul de Aderare;

• •    conformarea cu cotele de emisii de CO2 stabilite în Pianul Național de Alocare pentru 2008-2012, precum șl cu viitoarele cerințe stabilite în propunerea de Directivă privind emisiile de CO2 după anul 2012;

• •    conformarea depozitului de zgură șl cenușă cu cerințele stabilite de Directiva UE privind depozitarea;

• •    creșterea eficienței energetice a cazaneior la eficiența de referință minimă de 90% pentru cazane cu ardere pe gaz și 86% pentru cazane cu ardere pe lignit;

• •    cogenerare de o eficiență ridicată cu economie de combustibil primar de cel puțin 10% în comparație cu producția separată de energie electrică șl termică la performanța de referință respectivă;

• •    reducerea pierderilor de căldură în rețele la maxim 15% din producția de energie termică;

• •    posibilitatea de a utiliza resurse regenerabile de energie.

0,3. Deficiențele existente ale sistemului de termoficare

CET Bacău operează două sisteme de termoficare:

• •    sistemul principal, alimentat de la CET Chimiei și CET Letea,

• •    10 sisteme „insulă", alimentate de la centralele termice locale (capacitate proiectată de 16 MWt).

CET Chimiei include 2 IMA-uri (IMA1-IMA2), în timp ce CET Letea include un IMA (IMA3).

IMA1 operează pe lignit și gaz natural, IMA2 și IMA3 operează pe gaz natural și combustibil lichid greu.

• a)    Deficiențe existente ale surselor de energie termică

Pentru CET Bacău, ARPM Bacău a emis autorizații integrate de mediu împreună cu Planurile de Acțiune.

Tabelul de mai jos prezintă IMA-urile din CET Bacău care în acest moment nu sunt conforme în ceea ce privește emisiile de SO2, NOx șl praf:

	SO2	NOx	Praf
Depășirea VLE	IMA1	IMA1	IMAl
Depășirea limitei maxime admise	IMA1	IMAl	IMAl

Ca urmare a negocierilor de aderare a României la UE (Bruxelles, 31 martie 2005) au fost alocate următoarele perioade de tranziție.

	SO2	NOx	Praf
ZMA 1	31.12.2012	-	31.12.2009
IMA 2	-	-	-
IMA 3	-	-	-

Perioade de tranziție - Tratatul de Aderare

IMA1 nu îndeplinește cerințele privind emisiile de SO2, NOx șl praf.

Eficiența actuală a IMA 1 este de 84% Iar IMA2 și IMA3 au o eficiență de 90%.

IMA1 pe bază de lignit are o eficiență mai scăzută decât valoarea de referință, adică de 84% în comparație cu valoarea de referință minimă de 86%.

Lipsa actuală a unui sistem de control a presiunii pentru rețeaua primară duce la un consum ridicat de energie electrică. Se pot realiza economisiri prin instalarea unor convertoare de frecvență pentru variatoarele de viteză ale pompelor.

Capacitatea totală de termoflcare a CET Bacău este de 283 MWt, din care 151 MWt în CET Chimiei, 116 MWt în CET Letea șl 16 MWt în sistemul „insulă". în comparație cu actuala sarcină maximă de vârf de Iarnă de aproximativ 130 MWt, capacitatea sistemului de termoflcare este mai mult decât dublă față de necesarul actual și de mai mult de trei ori mai mare în comparație cu necesarul termic estimat pentru anul 2028 (de 93 MW).

Centralele termice locale au nevoie de reabilitare, în principal prin înlocuirea cazanelor existente pentru a crește eficiența. De asemena, 9 din cele 10 centrale locale de cazane trebuie reabilitate/modernizate, adică:

• -   CT 2 Miorița;

• -   CT 3 Miorița;

Grup Școlar;

Prefectură;

• 3 /2 Mă răgești;

• 3 /5 Dr. Aroneanu;

Primărie;

1 Parc;

• -   4/6 9 Mar.

Harta inclusă în Anexa 0.3_l prezintă zona acoperită de energia termică furnizată de centralele locale de cazan.

• b)    Deficiențele actuale ale rețelelor de termoflcare

100% din rețele trebuie reabilitate în următorii ani. Soluțiile trebuie analizate de la caz la caz pentru a găsi cea mal bună formulă pentru flecare substație (sistem de 2 conducte sau sistem de 4 conducte). Pierderile totale în rețelele de termoflcare (primare + secundare) sunt de aproximativ 34 %.

• c)    Deficiențele actuale ale substațlllor

Substațiile sunt reabilitate în proporție de 100%.

0.4. Proiecții și ipoteze

Au fost realizate proiecții detaliate privind dezvoltarea socio-economică și necesarul termic viitor.

Pe scurt, au fost luate în considerare următoarele proiecții:

Ținte de mediu:

• 1)    conformare cu cerințele stipulate în Tratatul de Aderare privind emisiile de SO2, NOx și praf,

• 2)    conformarea cu cerințele privind depozitele de zgură șl cenușă,

• 3)    conformarea cu cerințele privind emisiile de CO2 în perioada 2008-2012 și după 2012.

Proiecții privind necesarul termic:

I Perioadă                     | Perioadă

	Perioadă	Perioadă
Reducerea necesarului termic ca urmare a reabilitării clădirilor (reducerea consumului de energie termică la consumatori)	2009-2023 Reducere cu 30% (2% pe an)	2023-2028 Necesar termic constant (nivel 2023)
Reducerea necesarului termic ca urmare a reabilitării clădirilor (reducerea consumului de energie termică la consumatori)	2009-2012 Reducerea pierderilor de căldură de la 34% din energia termică furnizată în 2007 la 15%	2013-2028 15% pierdere de căldură în rețele în comparație cu energia termică furnizată
Zonă încălzită în viitor	2009-2028 O zonă constantă de clădiri încălzită prin termoficare de către CET Bacău
Total energie termică furnizată către rețele	2007-2028 Descreșterea de la 1392 TJ/an în 2007 la 856 TJ/an în 2028.

Proiecții privind sarcina termică

	2007	2028
Sarcină termică medie, Iarnă	-69 MW	32 MW
Sarcină termică maximă de vârf, iarna	125 MW	90 MW
Sarcină termică minimă, vară	10 MW	5 MW
Sarcină termică medie, vară	14 MW	8 MW

Ipoteze financiare

• •    Toate prețurile șl costurile fixate la nivelul din decembrie 2007;

• •    Salariile (pe angajat) crescute cu 5% pe an (fără inflație);

• •    Costurile cu combustibilul și costurile și prețurile de vânzare a energiei electrice sunt constante, la nivelul celor din decembrie 2007;

• •    Costurile cu personalul și costurile fixe rămân constante la nivelul celor din 2007 până în anul 2012. După reabilitare, costurile cu personalul și costurile fixe descresc cu 60% până în 2028 datorită unei funcționări mai eficiente și datorită faptului că sunt necesare mai puține lucrări de reparații;

• •    Au fost analizate două scenarii privind prețul combustibilului: pentru prețul actual al gazului (282 EUR/1000 m³) șl pentru prețul mare al gazului (400 EUR/1000 m³);

• •    Prețul CO2: 25 EUR/t, constant până în 2028;

•    Toate subvențiile privind alimentarea cu energie termică sunt reduse etapizat începând cu ianuarie 2009, singura subvenție rămasă fiind cea socială. Aceasta duce la o creștere considerabilă a prețului energiei termice;

• •    Sistemul social de subvenție va acoperi în continuare costurile privind termoficarea pentru peste 9% din venitul de la gospodării.

0.5. Analiza opțiunii

Sistemele de termoficare au un mare impact soclo-economic după cum se reflectă în diferite strategii, planuri și programe naționale datorită Impactului atât asupra sectorului energetic, de mediu cât și asupra celui de servicii publice. Sistemele de termoficare sunt servicii publice care trebuie pe de o parte, să asigure alimentarea continuă cu energie termică a consumatorilor la un preț suportabil, iar pe de altă parte, trebuie să asigure generarea șl furnizarea eficientă de energie fără impacte nefavorabile asupra mediului și sănătății populației. Pentru a îndeplini toate aceste cerințe, au fost identificate ținte specifice pentru reabilitarea sistemului de termoficare în Bacău.

Considerente strategice

• 1)    Operarea sistemului de termoficare în Bacău, în ultimii 5 ani, a indicat faptul că prețul lignitului

  
  

  FICHTNER

  
  

  RAMB

  
  
  
  

pentru CET Bacău este foarte ridicat din cauza costurilor de transport ridicate datorate distantei mari dintre sursă și centrală. De asemenea, turbina cu abur șl turbina cu abur pe lignit existente din IMA1 au o capacitate prea mare comparativ cu sarcina termică actuală șl viitoare. De asemenea, există un număr redus de consumatori industriali de abur. Astfel, continuarea producției de energie termică în IMA1, pe bază de lignit, nu mal este justificată.

• 2)    Pentru a avea o rezervă de combustibil în cazul lipsei gazului natural, IMA3 care urmează să fie modernizat, menține posibilitatea funcționării pe combustibil lichid greu. IMA2, care va fi rezervă, menține și ea posibilitatea funcționării pe combustibil lichid greu.

• 3)    Din moment ce gazul rămâne combustibilul principal, tehnologiile Instalate trebuie să fie cele mai eficiente. Astfel, rezultă că o combinație de ciclu combinat, turbină pe gaz și cazan pentru apă fierbinte de vârf este modalitatea cea mai eficientă de a acoperi sarcina termică.

Pe baza analizei sistemului existent de termoficare în Bacău șl pe baza considerentelor strategice prezentate au fost analizate 2 scenarii ce cuprind 4 opțiuni diferite care acoperă toate aspectele enumerate mai sus.

Pentru reabilitarea sistemului de termoficare în Bacău au fost elaborate și comparate trei scenarii:

Scenariu	Descriere
Scenariu 1 (SI)	Sistem centralizat de termoficare, inclusiv surse pentru producția de energie termică, rețea de transport, substații, rețea de distribuție, sisteme „insulă"
Scenariu 2 (S2)	Sistem descentralizat de termoficare. Inclusiv: (co)generare de energie termică în instalații de cazane pe gaz montate în fostele substații; rețele de distribuție, sisteme „insulă" (surse de producție de energie termică și rețea de transport închise).
Scenariu 3 (S3)	Sistem individual de încălzire (sistemul de termoficare închis, fiecare consumator/clădire are propriul sistem Individual de încălzire cu ardere pe gaz)

Scenarii pentru reabilitarea sistemului de termoficare în Bacău

Tabelul următor prezintă opțiunile propuse pentru fiecare dintre cele două scenarii relevante pentru transformarea sistemului de termoficare din Bacău.

Scenariu	Opțiune	Descrierea opțiunii (pe scurt)
Scenariu 1 (SI) Sistem centralizat de termoficare	Ol: CAF și turbină pe gaz	IMA 1 este închis, IMA 2 rămâne drept rezervă. Unitățile active sunt IMA 3 șl turbina pe gaz. Rețelele de transport și distribuție sunt reabilitate. Depozitul de zgură și cenușă va fi închis.
	02: CAF, turbină pe gaz, ciclu combinat.	IMA 1 funcționează cu noua turbină cu abur care înlocuiește vechiul cazan cu abur, IMA 2 rămâne ca rezervă. Unitățile active sunt IMA 3, turbina pe gaz și un nou ciclu combinat de 22 MWe, 18,5 MWt în IMA 1. Rețelele de transport și distribuție sunt reabilitate. Depozitul de zgură șl cenușă va fi închis.

MMM GROUP

	03: CAF, turbină pe gaz, APF pe lignit	IMA 1 funcționează cu un nou cazan cu pat fluidizat, IMA 2 rămâne ca rezervă. Unitățile active sunt IMA 3, turbina pe gaz și IMA 1 cu un nou cazan apă fierbinte pe lignit cu pat fluidizat, de 23 MWt. Rețelele de transport și distribuție sunt reabilitate. Depozitul de zgură și cenușă va fi închis.
Scenariu 2 (S2) Sistem descentralizat de termoficare	04: Energie termică produsă de cazanele pe gaz Instalate în fostele substații	închiderea CET Bacău 1 și CET Bacău 2, cazane cu ardere pe gaz instalate în fostele substații
Scenariu 3 (S3) Sistem individual de încălzire	05: Energie termică produsă de instalațiile locale de cazane la nivel de clădire	închiderea IMA 1,2 și 3, închiderea rețelelor de transport și distribuție și a susbtațlilor. Instalarea de cazane Individuale la nivel de clădire (100%)

Pentru evaluarea scenariilor și opțiunilor propuse au fost stabilite trei seturi de criterii de evaluare, unul pentru aspecte financiare, unul pentru aspecte tehnice și unul pentru aspecte sociale.

Punctaj maxim ponderat	Categorie	Criterii	Punctaj maxim Individual	Ponderile punctajelor Individuale	Punctaj individual maxim ponderat	Ponderi! e punctaje lor de grup
40	Criterii financiare	Investiții totale	200	50%
		Costuri operaționale	200	50%
		Total financiar	400	50%	100	40%
20	Criterii tehnice	Cogenerare de mare eficiență	200	100%	100	X
		Total tehnic	200	100%	100	20%
40	Criterii sociale	Suportabilitate (prețul energiei termice)	X	X	100	40%
100	TOTAL punctaj maxim		X	X	X	X

Avantajele șl dezavantajele fiecărui scenariu:

MMM a nour

Scenariu	Avantaje	Dezavantaje
Scenariu SI (centralizat)	-posibilitatea de cogenerare -flexibilitate                privind combustibilul -siguranța alimentării cu energie termică -suportabilltate ridicată -costuri operaționale scăzute	-investiții mari -pierderi de căldură în rețele
Scenariu S2 (descentralizat)	-pierderi de căldură reduse în rețele	-investiți mari -costuri operaționale mari -fără cogenerare -mal putțln suportabil
Scenariu S3 (individual)	-costuri investiționale mici -costuri operaționale mici -suportabilltate mare	-fără cogenerare -fără flexibilitate privind combustibilul -responsabilitate         privind întreținerea este de partea consumatorului

Potrivit evaluării. Opțiunea 02 are punctajul cel mai mare. Cu toate acestea, analiza multicriteriu este doar primul filtru utilizat pentru selectarea opțiunilor cel mai probabil a fi analizate în continuare la nivel de studiu de fezabilitate și analiză cost-beneflciu. Astfel, Mașter Planul recomandă a fi analizate în continuare la nivel de studiu de fezabilitate ș) analiză cost-beneficiu următoarele opțiuni:

• •    Opțiunea 02 și Opțiunea 01 din scenariul centralizat,

• •    Opțiunea 04 pentru a justifica în continuare, în detaliu, sustenabllitatea scenariului centralizat comparativ cu scenariul descentralizat.

Opțiunea 02 va include următoarele intervenții:

• •    Nou ciclu combinat de 18,5 MWt șl 22 MWe în IMA1,

• •    închiderea depozitului de zgură și cenușă,

• •    Reabilitarea rețelei de transport. Inclusiv a variatoarelor de viteză pentru pompe,

• •   Reabilitarea rețelei de distribuție,

• •   Reabilitarea centralelor termice.

Avantajele principale ale Opțiunii 02 sunt următoarele:

• •    alimentare în siguranță cu energie termică a populației;

• •    reduce poluarea aerului ducând la o îmbunătățire a sănătății populației (nivelul de S02 șl Nox redus Ia limitele impuse);

• •    reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră, în concordanță cu viitoarele cerințe UE privind reducerea după 2012;

•    cea mal mare eficiență posibilă în sistem centralizat cu funcționare pe gaz natural;

• •    eficiență crescută a cogenerării.

Investițiile propuse în Opțiunea 02 asigură conformarea totală cu obligațiile de mediu stabilite în Tratatul de Aderare șl prin politica națională din sectorul energetic.

Investiții

Valoare MEUR

%

	Investiții	Valoare MEUR	%
1	Instalarea unui ciclu combinat de 18,5 MWt, 22,2 MWe	22,9	26,84
2	Reabilitarea rețelei de transport	16,45	19,03
3	Pompe cu variatoare de viteză pentru transportul agentului termic	1,55	1,80
4	Reabilitarea rețelelor de distribuție	38,5	45,15
5	Reabilitarea centralelor termice locale	1,63	1,91
6	închiderea depozitului de zgură și cenușă	4,5	5,27
	Total	85,53	100

Defalcarea măsurilor investiționale pe termen lung

Investiții principale	Rezultate
Instalarea unui ciclu combinat de 18,5 MWt, 22,2 MWe	-Creșterea furnizării de energie termică rezultată din cogenerare -Atingerea unei cogenerărl de mare eficiență
Reabilitarea rețelei de transport	-Creșterea eficienței energetice -Reducerea consumului de electricitate
Pompe cu variatoare de viteză pentru transportul agentului termic	-Creșterea eficienței energetice -Reducerea consumului de electricitate
Reabilitarea rețelelor de distribuție	-Creșterea eficienței energetice -Reducerea consumului de electricitate
Reabilitarea centralelor termice locale	-Creșterea eficienței energetice
închiderea depozitului de zgură și cenușă	-Atingerea țintelor de mediu

Investițiile totale necesare pentru orizontul de planificare de 20 de ani al Mater Planului (pentru opțiunea recomandată), precum șl etaplzarea Investițiilor sunt prezentate în tabelul de mai jos. în Etapa 3 nu sunt prevăzute relnvestlțll pentru că durata de viață a tuturor Investițiilor este mai mare decât perioada de planificare de 20 de ani.

Plan de investiții pentru Opțiunea 02 [MEUR]

Numele Investiției	2009	2010	2011	2012	2013	2014	2015	2016-2028
Instalarea unui ciclu combinat de 18,5 MWt, 22,2 MWe		22,9						0
Reabilitarea rețelei de transport	4,5	4,5	4,5	4,5				0
Pompe cu variatoare de viteză pentru transportul agentului termic		1,55						0
Reabilitarea rețelelor de distribuție	9,6	9/6	9,7	9,6				0
Reabilitarea centralelor termice locale	0,81	0,81						0

închiderea depozitului de zgură șl cenușă		2,25	2,25
Total	14,91	41,61	16,45	16,45	0	0	0	0
Etapi	Etapa 1 (72,97)			Etapa 2 (16,45)				Etapa 3 (0)

Au fost definite trei grupe de ținte municipale care trebuie atinse prin Implementarea opțiunii propuse. Atingerea acestor ținte este precizată mai jos.

Impactul măsurilor propuse

Acest capitol evaluează impactul măsurilor propuse în ceea ce privește mediul, sănătatea populației, aspecte socio-economlce și siguranța alimentării cu energie termică. Evaluarea se bazează pe țintele și obiectivele definite în Capitolul 4, precum și pe evaluarea și avantajele identificate în capitolul 5.

Impact din punct de vedere ai mediului

Investițiile propuse în Opțiunea o2 au un impact pozitiv semnificativ asupra calității aerului, contribuind la reducerea emisiilor de SO2, NOx și CO2.

• a)    Reducerea emisiilor de SO2

Tabelul de mai jos prezintă concentrațiile șl cantitățile estimate de emisii de SO2 pentru funcționarea la capacitate normală, precum și limitele introduse prin Autorizația Integrată de Mediu. Tabelul include de asemenea și reducerea estimată de emisii de SO2 ca urmare a Implementării investițiilor propuse.

CET	IMA	Estimare emisii de SO2		Limite S02		Reducere emisii de SO2
CET Bacău		Conc. (mg/Nmc)	Cant (tone/an)	Conc. (mg/Nmc)	Cant (tone/an)	Conc. (mg/Nmc)	Cant, (tone/an)
	IMA1	3300	1920	0	0	3300	1920
	IMA2	0	0	0	0	0	0
	IMA3	0	0	0	0	0	0
TOTAL	Total reducere emisii de SO2;					3100	1920

Reducere emisii de SO2

Prin implementarea investițiilor propuse prin Opțiunea 2, emisiile totale de S02 vor fi reduse cu aproximativ 1.920 t/an.

• b)    Reducerea emisiilor de NOx

Tabelul de mal jos prezintă concentrațiile și cantitățile estimate de emisii de NOx pentru funcționarea la capacitate normală, precum și limitele introduse prin Autorizația Integrată de Mediu. Tabelul include de asemenea șl reducerea estimată de emisii de NOx ca urmare a implementării investițiilor propuse.

CET	IMA	Emisii NOx		Limite NOx		Reducere emisii de NOx
CET Bacău		Conc. (mg/Nmc)	Cant (tone/an)	Conc. (mg/Nmc)	Cant (tone/an)	Conc. (mg/Nmc)	Cant (tone/an)
	IMA1	310	380	200	20	110	360

O II OUI»

CET	IHA	Emisii NOx		Limite NOx		Reducere emisii de NOx
		Cont. (mg/Nmc)	Cant, (tone/an)	Cane. (mg/Nmc)	Cant, (tone/an)	Conc. (mg/Nmc)	Cant, (tone/an)
	LCP2	220	20	0	0	220	20
	LCP3	165	10	165	3	0	7
TOTAL	Total reducere emisii de NOx:						387

Reducere emisii de NOx

Prin implementarea investițiilor propuse prin Opțiunea 2, emisiile totale de NOx vor fi reduse cu aproximativ 387 t/an.

• c)    Reducerea emisiilor de CO2

Sistemul de termoficare reabilitat va atinge o reducere a emisiei de CO2 de 130.000 tone/an, rezultând emisii de CO2 cu 60% sub limita maximă actuală stabilită prin Planul Național de Alocare până în 2012. Mai mult, emisiile viitoare de CO2 emlssion vor urma o descreștere anuală de 1,74% începând cu 2012 și se vor conforma cu limitele privind cogenerarea de mare eficiență șl producția doar de energie termică. Drept consecință, sistemul de termoficare reabilitat va fi în concordanță cu propunerea de Directivă privind CO2 după 2012.

• d)    Reducerea emisiilor de praf

Tabelul de mai jos prezintă concentrațiile și cantitățile estimate de emisii de praf pentru funcționarea la capacitate normală, precum și limitele Introduse prin Autorizația Integrată de Mediu. Tabelul include de asemenea și reducerea estimată de emisii de praf ca urmare a implementării investițiilor propuse.

CET	IMA	Emisii de praf		Limite praf		Reducere emisii de praf
CET Bacău		Conc. (mg/Nmc)	Cant, (tone/an)	Conc. (mg/Nmc)	Cant, (tone/an)	Conc. (mg/Nmc)	Cant, (tone/an)
	IMA1	105	82	0	0	105	82
	IMA2	0	0	0	0	0	0
	IMA3	0	0	0	0	0	0
TOTAL	Total reducere emisii de praf:					105	82

Reducere emisii de praf

Prin implementarea investițiilor propuse prin Opțiunea 2, emisiile totale de praf vor fi reduse cu aproximativ 82 t/an.

Sănătatea populației

Având în vedere Ordinul de Ministru nr. 346/2007 privind aprobarea listei de aglomerări, inclusiv calitatea aerului din localitățile din localitățile din regiunile 1-7, potrivit reglementărilor OM 745/2002, Bacău a fost numit o aglomerare șl a fost Inclus pe lista 1 - zone unde nivelele concentrației de diferiți poluanțl sunt mal mari decât valoarea limită plus marja de toleranță pentru SO₂ și PMio.

Ca urmare a Implementării investițiilor propuse în Opțiunea 02, calitatea aerului ambiant va fi îmbunătățită, ducând la condiții mai bune pentru sănătatea populației.

Socio-economic

Din cauza creșterilor prețului combustibilului și reducerii etapizate a subvențiilor, este probabil că prețul energiei termice va crește cu mai mult de 60% începând cu 2009 comparativ cu nivelul de preț

din 2007. Dintre opțiunile centralizate. Opțiunea 02 asigură prețul cel mai scăzut pentru energie termică pentru populație, precum și suma cea mal mică de subvenții pe an pentru Municipalitate,

Siguranța alimentării

Opțiunea 02 asigură un grad ridicat al alimentării cu energie termică datorită:

• • prețului suportabil de energie termică ajută la minimizarea numărului de deconectări și încurajează noile conectări (stabilizarea pieței). Aceasta va ajuta la asigurarea unei producții de șl alimentări constante și stabile cu energie termică.

Ținte privind mediul

• a)    Ținte POS Mediu

POS Mediu definește ținte specifice care trebuie atinse până în 2015, în comparație cu anul de bază datorat intervențiilor POS Mediu. Contribuția Opțiunii 02 la atingerea țintelor POS Mediu este prezentată în tabelul de mai jos.

	Unit ate	An de bază	Reducere a țintei (2015)	Contribuție la reducerea țintei (cantitate) 2011-2015	Contribuție la reducerea țintei (% din ținta POS Mediu) 2001-2015
Reabilitarea sistemelor de termoficare	Nr.	2006	8	1	12,5%
Elaborarea studiilor privind opțiunile	Nr.	2006	15	1	6,6%
Locații în care calitatea aerului este îmbunătățită datorită reabilitării sistemelor de termoficare	Nr.	2006	8	1	12,5%
Reducerea emisiilor de SOZ din sistemele de termoficare datorită intervențiilor POS	Tone	2003	65,000	1.920x5= 9.600	15%
Reducerea emisiilor de NOx din sistemele de termoficare datorită Intervențiilor POS	Tone	2003	3,000	387x5=1.935	64%

Contribuția la atingerea țintelor POS Mediu

• b)    Ținte locale privind sectorul de mediu

Autorizațiile integrate de mediu pentru CET Bacău stabilesc VLE și limitele maxime admise pentru emisiile de S02, NOx șl praf pentru fiecare IMA.

o)

FICHTNER

Atingerea țintelor privind emisiile de SO2, NOx șl de praf, după implementarea Investițiilor propuse în Opțiunea 02, este prezentată în tabelele de mai jos:

IMA	VLE	Limită maximă admisă	Conc. noii	Cant, noii	Atingerea concentrațiilor	Atingerea cantităților
IMA1	1028	1281	0	0	Da	Da
IMA2	35	127	0	0	Da	Da
IMA3	35	0	35	0	Da	Da

Atingerea țintelor privind emisiile de S02

IMA	VLE	Limită maximă admisă	Conc. noii	Cant, noii	Atingerea concentrațiilor	Atingerea cantităților
IMA1	600	1057	200	20	Da	Da
IMA2	300	42	0	0	Da	Da
IMA3	300	20	200	20	Da	Da

Atingerea țintelor privind emisiile de NOx

IMA	VLE	Limită maximă admisă	Conc. noii	Cant noii	Atingerea concentrațiilor	Atingerea cantităților
IMA1	100	156	0	0	Da	Da
IMA2	5	1	0	0	Da	Da
IMA3	5	1	0	0	Da	Da

Atingerea țintelor privind emisiile de praf

Sistemul reabilitat de termoficare va atinge o reducere a emisiilor de C02 de 130.000 tone/an, rezultând emisii de CO2 cu 60% sub limita maximă admisă existentă până în 2012 stabilită de Planul Național de Alocare. Mai mult, viitoarele emisii de CO2 vor urma o descreștere anuală de 1,74% începând din 2012 și vor respecta limitele cogenerării și a producției separate de energie termică în condiții de eficiență ridicată. Astfel, sistemul reabilitat de termoficare va fi în concordanță cu viitoarea propunere de Directivă după 2012.

Ținte privind politica energetică locală

Pentru țintele identificate privind politica energetică locală, evaluarea atingerii acestora este prezentată în tabelul de mai jos.

Țintă	Cuantificarea atingerii țintei	Evaluarea atingerii țintei
Reducerea consumului de energie primară (reducere cu 20% până în 2020 - țintă UE)	Reducere cu 30-40% a consumului de energie primară în comparație cu nivelul din 2007	Da

interdevefopmeflt

* *»< H’.** V M11 m V4* ’

Creșterea eficienței unităților de producție la minim 80% (min. 70% pentru cogenerarea de biomasă)	Eficiență de 93% a cazanelor pentru producția de energie termică	Da
Pierderi de căldură în rețelele de termoficare primare și secundare reduse la maxim 15%	Pierderi de căldură de 15% din rețelele primare șl secundare în comparație cu nivelul din 2007	Da

Atingerea țintelor privind politica din sectorul energetic local

Ținte privind serviciile de alimentare cu energie termică șl apă caldă menajeră

în ceea ce privește țintele identificate pentru serviciile de alimentare cu energie termică șl apă caldă menajeră, estimarea atingerii acestora este prezentată în tabelul de mai jos.

Țintă	Cuantificarea estimărilor atingerii țintelor	Evaluarea atingerii țintei
Suprafața încălzită constant de-a lungul a 20 ani	Abilitatea de a acoperi necesarul termic	Da
Acoperire 100% a necesarului termic viitor Producție de energie termică de 856 TJ până în 2028 (capacitate termică maximă necesar termic iarna 93 MW șî necesar termic mediu vara 10 MW)	Producție de energie termică de 856 TJ până în 2028 (capacitate termică maximă necesar termic iarna 93 MW și necesar termic mediu vara 10 MW) care va acoperi necesarul termic viitor	Da
Continuitate 100% în ceea ce privește alimentarea	Alimentare continuă cu energie termică în timpul sezonului rece și alimentare continuă cu apă caldă menajeră pe durata întregului an care vor asigura continuitate 100% în ceea ce privește alimentarea	Da

Estimarea atingerii țintelor privind serviciile de alimentare cu energie termică șl apă caldă menajeră

Ca urmare a Implementării Opțiunii 02 propuse sunt atinse toate țintele municipale respectându-se termenele limită impuse de diferite acte normative. în plus, proiectul va aduce o contribuție importantă la atingerea țintelor POS Mediu.

Tabelul următor prezintă pe scurt principalele propbleme, măsurile propuse, suma de investiție și rezultatele măsurilor propuse pentru Opțiunea 02:

Problemă	Măsuri propuse	Investiție [MEUR]	Rezultatele măsurilor propuse
-Depășește limitele maxime admise șl VLE pentru emisiile de SO2, NOx și praf -emisii mari de CO2 -capacitatea prea mare pentru producție de energie termică -eficiență scăzută a cazanelor	-nou ciclu combinat în IMA1	22,9	-reducerea emisiilor de SO2, NOx și praf la limitele cerute la sfârșitul perioadelor de tranziție -conformare cu cotele reale de emisii de CO2, precum șl cu viitoarea directivă UE privind CO2 după 2012

			-eficiență mai mare a unităților de producție -acoperire de 100% a necesarului termic -siguranță           în alimentarea cu energie termică -reducerea consumului de energie primară -suportabilitate mare
Depozit neconform de zgură și cenușă	-închiderea depozitului de zgură și cenușă	4,5	-conformarea       cu cerințele de mediu
Eficiență căzută a sistemului          de termoflcare	-reabilitarea rețelelor primare și secundare, a substațiilor, introducerea        de varlatoare de viteză pentru pompe	58,13	-creșterea eficienței energetice -reducerea consumului de electricitate

0.6. Plan de Investiții Prioritare a fi finanțate prin POS Mediu

Planul de Investiții Prioritare propus pentru finanțare prin POS Mediu Axa Prioritară 3 este prezentat în tabelul de mai jos:

Numele Investiției	IMA/locațle	Prioritate	Cost Investlțlonal	Sursa de finanțare	Perioada de Implementare
Ciclu combinat	IMA1	1	22,9	Comunitate + Finanțare publică națională + Municipalitatea	"2009-2010
închiderea depozitului de zgură și cenușă		1	4,5	Comunitate + Finanțare publică națională + Municipalitatea	2010-2011
Variatoare de viteză pentru pompe		2	1,55	Comunitate + Finanțare publică națională + Municipalitatea	2010
Reabilitarea rețelei de distribuție -partea prioritară		1	22,1	Comunitate + Finanțare publică națională + Municipalitatea	2010-2011
Total			51,05

Trebuie specificat faptul că tabelul de costuri prezentat mai sus nu include următoarele costuri

adiționale care vor fi cuantificate în etapa de studiu de fezabilitate:

• •    management și supervizare de proiect;

• •    campanie de conștientizare;

• *    cheltuieli neprevăzute, rate a dobânzii etc;

• •    TVA.

în cadrul analizei financiare șl economice, pentru fiecare scenariu și opțiune au fost calculați următorii indicatori:

•    VNA-ul investiției;

•    VNA-ul costului net;

• •    VNA-ul producției de energie termică;

• •    CMI.

Utilizând CMI drept unitate de măsură pentru competivltate, au fost ierarhizate scenariile.

Au fost calculate două cazuri: unul cu prețul gazului de 283 Euro pe 1000 m^a și unul cu prețul gazului natural de 400 Euro pe 1000 m³.

Rezultatul evaluării este prezentat în tabelele de mal jos.

Indicatori, scenarii alternative. Bacău, (preț GN = 283 Euro/lOOO nmc)_________________________

		Investiție	Cost net	Energie termică	CMI	Poziție (CMI)
			Fiecare	prod.
			scenariu
		A	D	E	F=D/E
		VNA (5.0%)	VNA (5.0%)	VNA (5.0%)
		MII EUR	Mii EUR	TJ	EUR/GJ
Ol	Termoficare în sistem centralizat: rămâne turbina pe gaz, CAF reabilitat	48,93	196,03	9.326	21,02	3
02	Termoficare în sistem centralizat: rămâne turbina pe gaz, nou ciclu combinat, CAF reabilitat	70,74	142,33	9.326	15,26	1
03	Termoficare în sistem centralizat: rămâne turbina pe gaz, CAF reabilitat, cazan nou cu pat fluidizat	63,31	267,90	9.326	28,73	4
05	Alimentare individuală, cazane pe gaz natural în fiecare clădire	50,00	163,78	9.326	17,56	2
04	Soluție parțial descentralizată, cazane pe gaz natural în fostele substații	87,51	270,47	9.326	29,00	5

Indicatori, scenarii alternative (preț GN = 400 Euro/lOOO nmc)

		Investiție	Cost net	Energl e termic ă	CMI	Poziție (CMI)
			Fiecare	prod.
			scenarl u
		A	D	E	F=D/E
		VNA (5.0%)	VNA (5.0%)	VNA (5.0%)

IM/m

MMMM GROUP

		Mii EUR	MII EUR	TJ	EUR/GJ
Ol	Termoficare în sistem centralizat: rămâne turbina pe gaz, CAF reabilitat	48,93	250,47	9.326	26,86	3
02	Termoficare în sistem centralizat: rămâne turbina pe gaz, nou ciclu combinat, CAF reabilitat	70,74	217,49	9.326	23,32	2
03	Termoficare în sistem centralizat: rămâne turbina pe gaz, CAF reabilitat, cazan nou cu pat fluidizat	63,31	334,87	9.326	35,91	5
05	Alimentare Individuală, cazane pe gaz natural în flecare clădire	50,00	194,93	9.326	20,90	1
04	Soluție parțial descentralizată, cazane pe gaz natural în fostele substații	87,51	310,05	9,326	33,25	4

Analiza suportabilitățil Ilustrează faptul că investițiile în renovarea sistemului de termoficare vor îmbunătăți performanța sistemului. CU toate acestea, în același timp se estimează că vor crește costurile cu combustibilul, precum și alte costuri. Având în vedere că serviciile ar putea depăși pragul de suportabilitate pentru grupul de venit cu decila cea mai mică, subvențiile sociale ar trebui menținute pentru a proteja consumatorii cu Venituri mici de creșeterile exagerate ale costurilor energiei termice.

Planul de Acțiune pentru implementarea proiectelor propuse pentru finanțare CE este după cum urmează:

Acțiune	Perioada	Termen limită	Organism responsabil
Elaborare SF	Noi.2008.-Ian.2009	31 Ian. 2009	Consultant AT
Elaborare Studiu de Impact	Sept.     2008-Ian. 2009	20 Dec. 2008	Consuitant AT
Elaborarea analizei instituționale	Dec. 2008-Ian.2009	20 Dec. 2008	Consultant AT
Elaborarea analizei cost-beneficiu	Sept.2008-Ian. 2009	31 Ian. 2009	Consultant AT
Elaborarea Aplicației	Mar. 2009	28 Feb. 2009	Consultant AT
Evaluarea Aplicației	Mar.-Mai 2009	30 Mai 2009	Comisia Europeană
Elaborarea dosarului de licitație pentru AT (inclusiv a TdR)	Apr. 2009	30 Apr. 2009	Consultant AT
Elaborarea dosarului de licitație pentru contractul de achiziții (inclusiv specificațiile tehnice)	Mar-Mai 2009	30 Mal 2009	Consultant AT
înființarea UIP și a UMP	Mar-Mai 2009	30 Mal 2009	Municipalitatea
Contractarea contractelor de AT (de la publicarea anunțului până la semnarea contractului)	Iul-Dec.2009	Dec. 2009	Municipalitatea
Contractarea de contracte de echipamente (de la publicarea anunțului până la semnarea contractului)	Iul-Dec.2009	Dec. 2009	Municipalitatea
Implementarea contractelor de AT	2010-2011	20 Dec. 2011	Consultanții aleși
Implementarea contractelor de echipamente	2010	20 Dec. 2011	Furnizorii aleși
Implementarea contractelor de lucrări	2010-2011	20 Dec. 2011	Contractorii selectați

în cazul tuturor opțiunilor analizate, capacitatea termică Instalată este suficientă pentru a acoperi necesarul termic maxim.

Tabelul de mai jos prezintă capacitatea termică instalată pentru toate cele 4 opțiuni, după implementarea investițiilor propuse.

Notă: în toate opțiunile, capacitatea reală instalată a sistemului „insulă" rămâne neschimbată: 16 MWt.

Opțiune	Cazan apă fierbinte pe gaz Letea [MWt]	Ciclu combinat CET Chimiei [MWt]	Turbină pe gaz CET Chimiei [MWt]	ARF cu cărbuni CET Chimiei [MWt]	Cazane locale [MWt]	Capacitate totală după implementare [MWt]
Ol	1x116 = 116	0	18,5	0	16	151
02	1x116 = 116	23	18,5	0	16	174
03	1x116 = 116	0	18,5	23	16	151
04	0		0	0	97	97

• 1.    Introducere

  • 1.1.    Prezentarea Proiectului

    • 1.1.1.    Cadru general

în drumul ei spre aderarea la UE, România a luat măsurile necesare pentru asigurarea conformării cu criteriile politice și economice ale UE șl pentru a-șl asigura calitatea de membru, în special prin asigurarea transpunerii și implementării totale a acquis-ului comunitar. Având în vedere situația infrastructurii de mediu din România, conformarea cu acquis-ul de mediu al UE este una dintre cele mai mari încercări cu care se va confrunta România după aderarea la UE.

Pentru a se conforma cu cerințele acquis-ului în domeniul protecției mediului, României i-au fost acordate perioade de tranziție între 3 și 15 ani pentru următoarele sectoare: calitatea aerului, gestionarea deșeurilor, calitatea apei și controlul poluării industriale și gestionarea riscurilor.

Măsurile și acțiunile specifice care trebuie implementate pentru realizarea obiectivelor generale și specifice pentru perioada 2007 - 2013 sunt prezentate în Planul Național de Dezvoltare (PND). Obiectivul PND privind protecția șl îmbunătățirea calități^ mediului este strâns legat de angajamentele asumate în timpul negocierilor privind Capitolul 22 - Mediul.

Pe baza obiectivelor strategice naționale stabilite în PND 2007-2013, Ministerul Mediului și Dezvoltării Durabile (MMDD) a elaborat Programul Operațional Sectorial pentru Mediu (POS Mediu), un document bazat în întregime pe țintele și prioritățile politicilor de mediu UE care reflectă obligațiile internaționale ale României precum și interesele naționale specifice.

POS Mediu a fos aprobat de Comisia Europeană în iunie 2007 și printre altele, următorul obiectiv specific legat de sectorul de termoflcare:

• • reducerea impactului negativ asupra mediului șl reducerea schimbărilor climatice cauzate de centralele termice urbane în majoritatea localităților poluate până în 2015

Pentru a atinge aceste obiective, în ceea ce privește sectorul de termoflcare, a fost identificată următoarea Axă Prioritară:

Axa prioritară 3: Reducerea poluării și micșorarea schimbărilor climatice prin restructurarea șl renovarea sistemelor municipale de termoflcare pentru atingerea de ținte privind eficientizarea energetică în zonele prioritare selectate

Costurile de mediu pentru conformarea cu cerințele acquis-ului au fost estimate la 29 miliarde euro pentru perioada 2005-2018. Pe lângă efortul național, Uniunea Europeană, prin intermediul instrumentelor financiare, asistă România prin dezvoltarea de Instrumente necesare și prin asigurarea finanțării pentru dezvoltarea de proiecte de investiții necesare pentru atingerea progresivă a conformării.

Totalul financiar alocat pentru POS Mediu este de 5,6 miliarde euro, din care 4,5 miliarde euro (80,42%) este acoperit prin finanțare de către Comunitate.

Prezentul proiect „Asistență Tehnică pentru pregătirea portofoliului de proiecte" cu număr Phare 2005/017-553.04.03.08.01 este finanțat prin programul Phare CES 2005 "întărirea structurilor instituționale pentru realizarea, după aderare, a unui management bun șl eficient al Fondurilor Structurale șl un management eficient al programelor potrivit cerințelor EDIS", Prioritatea E_8.

Obiectivul general al contractului AT este să îmbunătățească infrastructura de mediu din România potrivit standardelor europene în domeniul gestionării deșeurilor, termoficărll și protecției naturii pentru a crește semnificativ calitatea mediului și a condițiilor de viață.

• 1.1.2.    Desemnarea câștigătorului

Contractul (EuropeAid 123067/D/SER/RO) a fost semnat în data de 12 octombrie 2007 între Ministerul Economiei și Finanțelor, Oficiul de Plăți și Contractare Phare (în calitate de Autoritate Contractantă), Ministerul Mediului și Dezvoltării Durabile (în calitate de Autoritate de Implementare) și Consultantul

(Consorțiu! Ramboll Danmark-leader, Ramboll România, Fichhtner GmbH&Co-Germany, Interdevelopment-România, Project Management Ltd-Ireland și PM International Services Group-România).

Activitățile au început în data de 22 octombrie 2007 iar durata contractului este de 13,5 luni.

• 1.1.3.    Părțile Interesate

Principatele părți interesate în cadrul proiectului sunt:

• •    Autoritatea de Implementare: Ministerul Mediului și Dezvoltării Durabile prin Direcția Generală pentru Managementul Instrumentelor Structurale;

• •    Organismele Intermediare;

•    Agenția de Implementare/Autoritatea Contractantă: Oficiul de Plăți și Contractare Phare (OPCP);

• •    Agențiile Națională, Regională și Locală de Protecția Mediului;

• •    Beneficiarii finali (ApUcanțll);

• •    Consultantul.

• 1.1.4.    Obiectivele proiectului

Obiectivele specifice ale Contractului de AT sunt:

• •    să furnizeze autorităților de mediu și Beneficiarilor un portofoliul de proiecte viabile șt mature pentru a fi finanțate în cadrul POS Mediu: termoficare (3 aplicații);

• •    să pregătească Aplicații și documente de licitație complete pentru 3 proiecte viabile și mature pregătite pentru a fi contractate prin Fonduri Structurale și de Coeziune;

• •    să definească un program de investiții pe termen (ung pentru cele trei sectoare prioritare termoficare;

• •    să sprijine autoritățile de mediu și beneficiarii finali în acumularea de experiență și cunoștințe privind pregătirea de proiecte spre a fi finanțate prin Fonduri Structurale și de Coeziune - în special în ceea ce privește fazele de programare și contractare, prin activități de instruire.

• 1.1.5.    Scopul proiectului

Proiectul AT include următoarele sarcini și activități aferente acestora legate de sectorul de termoficare:

Sarcina 2: Pregătirea de aplicațll/documente de licitație/documente contractuale pentru proiecte de Investiții în infrastructura de termoficare/IMA în 3 municipii pentru finanțare prin Foduri de Coeziune

Activitatea 2.1: Evaluarea situației actuale în ceea ce privește sistemele de termoficare, nevoile în ceea ce privește reabilitarea/actualizarea la standardele UE și estimarea costurilor investiționale;

Activitatea 2.2: Identificarea, selectarea și prioritizarea costurilor Investiționale privind infrastructura de termoficare municipală/IMA;

Activitatea 2.3: Elaborarea a 3 aplicații pentru proiecte de Infrastructură de termoficare municipală/IMA;

Activitatea 2.4: Pregătirea de dosare de licitație șl documente contractuale pentru cele 3 aplicații elaborate în cadrul Activității 2.3.

Sarcina 4: întărirea capacității instituțiilor țintă în ceea ce privește pregătirea de proiecte finanțate prin Fonduri Structurale și de Coeziune în concordanță cu Axa Prioritară POS Mediu.

Activitatea 4.1: Sprijinirea autorităților de mediu și a beneficiarilor finali în pregătirea de proiecte finanțate prin Fondurile Structurale șl de Coeziune pentru POS Mediu: Ghidurl/Liste de control privind pregătirea de proiecte.

Activitatea 4.2: Pregătirea și organizarea de sesiuni de instruire bazate pe programe și planuri privind gestionarea deșeurilor, termoficare/IMA șl protecția naturii.

• 1.1.6.    Alte programe relevante

Q ROUF

•    Phare 2001 RO 0107.15.03 - "Asistență tehnică pentru evaluarea costurilor de mediu și elaborarea planului de investiții";

• •    Proiect Twinnlng Phare 2003 RO 03/IB/EN/01 - "Sprijin pentru MMGA în pregătirea schemei de programe multianuală în cadrul Phare CES";

• •    Proiect Twinning Phare 2004 RO 04/IB/OT/05 - "Sprijin acordat MMGA în pregătirea sa ca Autoritate de Management în sectorul de mediu";

• •    Măsura ISPA 2003/R0/16/P/PA/013 - "Asistență Tehnică pentru pregătirea proiectelor în sectorul de mediu în România";

• •    Măsura ISPA 2005/RO/16/P/PA/001 - "Asistență Tehnică pentru pregătirea proiectelor în sectorul de mediu în România (2006-2009)";

• •    Măsura ISPA 2003/RO/16/P/PA/012 - "Asistență Tehnică pentru întărirea capacității instituționale a beneficiarilor finali în sectorul apă potabilă și apă uzată (2005-2009)";

• •    Acord de împrumut între România și BIRD.

• 1.2.    Scopul general șl abordarea privind realizarea Mașter Planului

Obiectivul prezentului document este de a elabora Mașter Planul (MP) pentru instalațiile mari de ardere (IMA) și sistemul de termoficare (ST) în municipiul Bacău, acoperind întregul sistem inclusiv producția, transportul și distribuția de energie termică către.consumatori până în anul 2028.

Documentul prezintă situația existentă, proiecțiile privind dezvoltarea viitoare a întregului sistem de termoficare și pe baza acestor Informații MP prezintă propunerea Consultantului în ceea ce privește opțiunile strategice pentru sistemul de termoficare și opțiuni specifice pentru fiecare componentă.

Planul de investiții pe termen lung identifică necesarul de investiții în baza conformării cu directivele UE relevante, îmbunătățirea eficienței energetice, asigurarea unui sistem eficient din punct de vedere al costului șl sustenabil și care va duce la îmbunătățirea mediului și a condițiilor de sănătate a populației, iar per ansamblu, servicii mai bune pentru consumatori.

în final, MP propune un program de investiții prioritare în infrastructură precum șl un plan de implementare, utilizând o metodologie clară pentru clasificarea proiectelor pe baza unor criterii specifice care sunt prezentate în detaliu.

• 1.3.    Structura Mașter Planului

Mașter Planul este structurat pe 11 capitole, după cum urmează:

Capitol	Titlu	Scurtă descriere
0	Rezumat executiv	Prezentarea pe scurt a situației actuale, proiecții, strategie municipală pentru dezvoltarea pe termen lung a sistemului de termoficare, analiza opțiunilor, plan de investiții pe termen lung șl propunere de plan de Investiții prioritare
1	Introducere	Cadru General al Contractului AT, obiective, scop, structura Mașter Planului pentru Sistemul de Termoficare
2	Analiza situației actuale	Descrierea zonei de desfășurare a proiectului, a IMA-urilor exlstente/a sistemului existent de termoficare, evaluarea cadrului instituțional și legal, evaluarea impactului asupra mediului a IMA-urilor/a sistemului de termoficare
3	Proiecții	Prezentarea Ipotezelor și metodologiei privind proiecțiile de necesar termic
4	Obiective naționale șl ținte municipale	Prezentarea obiectivelor naționale șl locale privind termofîcarea și viitoarele ținte locale
5	Analiza opțlunll/selectare	Prezentarea scenariilor de bază și a opțiunilor. Opțiunea propusă
6	Abordare a strategiei	Prezenatarea strategiei de termoficare identificând

	municipale de termoficare	măsurile cele mal eficiente din punct de vedere al costurilor pentru atingerea obiectivelor și țintelor definite.
7	Plan de Investiții pe termen lung	Prezentarea parametrilor de proiectare de bază, costuri unitare șl Investlționale, costuri de operare și întreținere, program de implementare propus șl criterii pentru etapizare, evaluarea impactului măsurilor propuse și atingerea țintelor
3	Analiză financiară și economică	Prezentarea analizei financlaro-economice bazată pe Ipotezele definite, pe costurile investlționale și costurile de operare și întreținere estimate
9	Suportabilitate	Prezentarea concluziilor analizei privind macro-suportabilitatea
10	Program de Investiții prioritare în Infrastructură	Prezentarea investițiilor prioritare necesare pentru conformarea cu directivele UE relevante și propuse a fi incluse în Aplicație. Programul propus de investiții prioritare în infrastructură va ține seama de perioadele de tranziție, suportabilitatea de către populație și capacitatea de implementare la nivel local.
11	Plan de acțiune privind-implementarea proiectului	Prezentarea planului concret de implementare pentru investițiile prioritare propuse.

Mașter Planul este completat de Anexe și Planșe.

FICHTNER

• 2.    Analiza situației curente

  • 2.1.    Rezumat

Capitolul 2 prezintă o analiză detaliată a situației curente a sectorului termoflcare în Bacău. însumează toate datele de bază relevante pentru proiecțiile curente, concentrându-se asupra datelor socio-economice cheie, precum dezvoltarea economică și a populației, resurse energetice și necesar de căldură.

Se descrie zona proiectului, inclusiv infrastructură șl mediu. în capitolul 2.6 se descrie o evaluare detaliată a cadrului legal și instituțional. în capitolul 2.10 se descrie detaliat sistemul de termoficare cu componentele lui: producerea, transportul și distribuția căldurii. Pe baza datelor prezentate sunt centralizate concluziile referitoare la deficiențele actuale ale sistemului de termoflcare.

• 2.2.    Zona proiectului

Județul Bacău este situat în estul României, în Regiunea de Dezvoltare Nord Est, stabilită în 1998. Precum celelalte 7 regiuni de dezvoltare (ilustrate mai jos), regiunea NE nu are puteri administrative. Rolurile principale ale acestor regiuni sunt coordonarea proiectelor de dezvoltare regională și absorbția fondurilor Uniunii Europene, șase Județe sunt incluse în Regiunea de Dezvoltare NE (părți ale Moldovei istorice): Bacău, Botoșani, Iași, Neamț, Suceava și Vaslui.

Romania's Develop nt Regions / RDA

Figura 2,2-1; Zonele de Dezvoltare din România

Județul Bacău are o suprafață totală de 6,601 km² șl se învecinează la est cu județul Vaslui, cu județul Vrancea la sud, cu județele Harghita și Covasna la vest șl județul Neamț la nord.

FICHTNER

Regiune:                    Moldova

Municipiu reședință de județ: Bacău

Populația           județului: Locul 5 în România

•Total /         ;        2005:721,411 r tdcuitori

•Imensitate:                ^113^         :

Suprafață:                   Locull4în România

• •Total:           •> ; /;?.         6.6il Icrn*

Județul Bacău are în componență 3 mari orașe (Bacău, Moinești și Onești), 5 orașe (Buhuși, Comănești, Dărmănești, Slănlc Moldova și Târgu-Ocna) precum și 85 de comune.

Bacăul este capitala administrativă și cel mal mare oraș din județul Bacău, Este străbătut de Râul Bistrița, are o suprafață totală de 60km² șl aproximativ 180.516 locuitori (în 2005). Orașul este străbătut de drumurile europene E85 și E57, care leagă Bacăul de București, partea de nord a țării cu regiunea Transilvaniei. Căile ferate șl aeroportul Internațional asigură orașului o legătură internațională. Zona tratată de Mașter Plan este orașul Bacău.

FICHTNER

• 2.3.    Caracteristici naturale

  • 2.3.1.    Mediu

Prezentare generală

Orașul Bacău are o suprafață de 43.2 km², fiind cel mai mare oraș din județ și unul dintre orașele cele mai importante din zona Moldovei. Orașul se află la o distanță de 9 km de punctul de confluență a 2 râuri: Șiret și Bistrița.

Bacău este străbătut de la nord la sud de drumul european E85 care leagă Bucureștiul cu partea de nord a României, Numărul aproximativ de locuitori este 179.700 și densitatea populației urbane este de 4063 locuitori/ km².

Sursa informațiilor prezentate mai jos pentru caracteristicile de mediu este „Raport asupra situației protecției mediului înconjurător în județul Bacău" (a se vedea paginile web ale APM Bacău șl ARPM Bacău )

Economia

Bacăul este un important centru economic (în special Industrial și al furnizării de servicii). Industriile principale sunt cele petro-chlmice, chimice, de procesare precum și agricultura.

Zone protejate

în județul Bacău s-au declarat 12 zone naturale de interes național și 17 zone naturale de interes local/județean. Suprafața zonelor naturale protejate în județul Bacău acoperă o suprafață de 22.363 ha, adică 3,78% din suprafața totală a județului.

Un număr de 5 zone au fost incluse în rețeaua europeană a Natura 2000, după cum urmează:

• •    Zone cu protecție specială: Lunca Șiretului și lacurile artificiale Buhușl - Bacău - Tătărăștl

• •    Zone de Importanță comunitară: Creasta Nemlrei, Slănic șl Dealu Perchiu.

Nu s-au înregistrat în județul Bacău rezervații de biosferă sau situri Ramsar.

Situația de conservare a zonelor protejate menționate anterior este foarte bună,

• 2.3.2.    Climă

Climatul are un caracter continental, diferind în funcție de topografie. în zona de munte și de deal, există o climă mal aspră decât în Lunca Șiretului. Media anuală de temperatură se situează între 9.5°C în luncă și 2^eC în zona muntoasă. Temperatura maximă înregistrată a fost de 40.8°C (înregistrată la Târgu Ocna în 1916), în timp ce minima a fost de - 32.5°C (înregistrată la 1954 în Bacău). Nivelul de precipitații din 2007 s-a situat între 540 mm în zona de pajiști și 1100 mm în munți. Viteza medie a vântului este de 4,1 m/s iar direcția predominantă a vântului este nord-vest.

Temperatura medie anuală în 2007 a fost de 13.4° C (Bacău) și 11.3°C (Târgu Ocna). în 2007 s-au înregistrat următoarele cifre privitor la temperaturile și cantitatea de precipitații în județul Bacău.

Tabel 2.3.2-1. Valorile temperaturilor și a cantităților de precipitații înregistrate în 2007

Județul Bacău	Temperatura			Precipitații (l/an)
	Media anuală	Maxima anuală	Minima anuală
Stația meteorologică Bacău	13.4° C	+40.3°C/ 24 iulie	-17.3° C/ 24 febr.	603.8 l/smc
Stația meteorologică Târgu Ocna	11.3° C	+39.7°C/24 iulie	-14.3°C/ 23 Dec.	670.0 l/smc

2.3.3. Peisaj și topografie

Județul Bacău este situat în centrul Regiunii de Dezvoltare Nord Est. Coordonatele sunt 46° N și 26° E iar suprafața totală este de 662.052 ha, reprezentând 8% din suprafața totală a țării.

Județul are o zonă muntoasă care include Carpații Orientali, o zonă deluroasă, Depresiunea Tazlău-Casln și o parte din Lunca Șiretului și a podișului Bârlad. Altitudinea maximă este de 1662m în Munții Tarcău. Altitudinea medie în orașul Bacău este de 165m,

• 2.3.4.    Calitatea mediului

Calitatea aerului

Calitatea aerului în Bacău este monitorizată de APM Bacău prin 6 stații fixe de monitorizare (în tabelul de mai jos se prezintă mediile zilnice). în zonele din jurul platformei industriale Bacău Sud APM Bacău asigură controlul calității aerului prin eșantioane prelevate la intervale scurte. Amoniacul a fost singurul poluant care a depășit concentrația maximă admisă.

Tabel 2.3.4-1. Calitatea aerului în Bacău în 2007

Stația	Tipul stației	Poluanțl monitorizați	Concentrații medii anuale [mg/mc]	Frecvența depășirilor %	Valori limită*, [mg/mc]
		nh3	0.0158		0.1
APM Bacău	Istoric	no2	0.0047	0%	0.1
		so2	0.0006	0%	0.125
		nh3	0.6129		0.1
Aeroport	Urban	no2	0.0047	0%	0.04
		so2	0.0008	0%	0.125
		nh3	0.0201	0%	0.1
Gheră Iești	Urban	no2	0.0044	0%	0.04
		so2	0.0007	0%	0.125
FRE Mărgineni	Urban	nh3	6.0177		0.1
		nh3	0.0159		0.1
Universitate	Pt. trafic	no2	0.0105	0%	0.04
		so2	0,0010	0%	0.125
		nh3	0.0195	1	0.1
		no2	0.0044	0%	0.04

FICHTNER

I                     |               |S0₂           | 0.0008         [0%            10.125       |

*) Conform Ordinului Ministerial nr 592 din 25/06/2002 asupra Reglementării stabilirii valorilor limită, valori limită și criterii și metode de evaluare din aerul înconjurător pentru dioxid de sulf, dioxid de azot și oxid de azot, particule în suspensie (PMi₀ și PM₂.s), plumb, benzen, monoxid de carbon și ozon.

Conform rezultatelor analizelor făcute în 2007 calitatea aerului în Bacău a fost bună. Doar pentru amoniac s-au înregistrat depășiri ale pragului de alertă (0.07 mg/mc, conform STAS 12574-87). Depășiri ale Concentrațiilor Maxime Admise în cazul parametrilor de calitate a aerului au fost rezultatul a incidentelor tehnice din instalații. Efectele poluării au fost înrăutățite de condițiile meteorologice proaste.

Calitatea apei

Ape de suprafață

Toată rețeaua hidrografică a județului Bacău este afluentul Râului Șiret, care străbate șara de la nord la sud. Cursurile de apă principale și lungimea lor în cadrul județului Bacău sunt:

• - Șiret -145 Km

Bistrița - 40 Km

Trotuș - 118 Km

Tazlău - 59 Km

Berbeci - 70 Km

Zeletin - 59 Km

Debitul mediu al Șiretului este de 70 cm/s la Intrarea în județ șl de 137 cm/s la ieșire după ce colectează apele Bistriței și Trotușului precum șl apele afluenților acestora. Bistrița se varsă în Șiret în aval de Bacău cu un debit de 66 cm/s.

Râul Trotuș are un debit mediu de 37 cm/s când părăsește județul. Afluenții săi principali sunt Asau, Ciobănuș, Uz, Slănic, Casin, Oltuz șl Tazlău.

Calitatea apelor de suprafață din cadrul județului Bacău este monitorizată de Da Șiret Bacău. Evaluarea statutului ecologic și chimic se face în concordanță cu prevederile Ordinului nr. 161/2006 pentru aprobarea Normelor de clasificare a apelor de suprafață cu scopul de a stabili statutul lor ecologic, în corelație cu rezultatele analizelor chimice și biologice.

Calitatea cursurilor principale de apă sunt prezentate în tabelul de mai jos

Tabel 2.3.4-2. Calitatea apelor din județul Bacău în 2007

Râul	Lungime (km)	Categoria de calitate
		I		XX		III		IV		V
		km	%	km	%	km	%	km	%	km	%
Șiret	102	-	-	102	100	-	-	-	-	-	-
Bistrița	48	-	-	3	6.2	43	89.6	-	-	2	4.2
Trotuș	124	53	42.7	64	51.6	7	5.7
Tazlău	64	26	40.6	38	59.4	-	-	-	-	-	-

S-au realizat lacuri artificiale pe Șiret, Uz și Bistrița pentru generarea de energie electrică. Singurul lac natural este Bălătău de pe râul Izvorul Negru.

Principalele lacuri artificiale pe râul Bistrița sunt: Gârleni - 2.30 Km², Bacău I (Lilieci) - 3.2 Km², Bacău II - 3.2 Km², De-a lungul Șiretului s-au realizat următoarele lacuri artificiale: Gălbeni, Răcăciuni și Bereștl. în final, de-a lungul râului Uz s-a realizat lacul artificial Poiana Uzului 3.34 km².

DA Șiret Bacău monitorizează calitatea apelor din lacurile județului Bacău.

Apa de adâncime

Supravegherea variațiilor de nivel și de calitate a apelor de adâncime în cadrul bazinului hidrografic Șiret este responsabilitatea DA Șiret șl se realizează prin monitorizarea următoarelor foraje:

168 foraje folosite pentru furnizarea apei;

21 foraje pentru monitorizarea poluării cauzate de industrie (SC Amurco SRL, SC Carom SA Onești. SC Chimcomplex SA Borzești. SC Rafo Onești);

101 foraje incluse în rețeaua de stare hidrografică.

Pentru evaluarea calității apei, rezultatele analizelor s-au comparat cu concentrațiile maxime admise (CMA) din cadrul Legii nr. 458/2002 modificată și completată prin Legea nr. 3,11/2004. Apa de adâncime folosită pentru furnizarea apel, după tratamentele specifice, îndeplinește cerințele necesare pentru apa de băut dar resursele de apă au risc ridicat de poluare.

Calitatea solului

APM Bacău monitorizează calitatea solului din județ prin următoarele puncte:

• •    Depozitele de deșeuri casnice în Bacău, Onești, Moinești, Comănești;

• •    Depozitele de deșeuri industriale situate la SC Sofert S.R.L Bacău, Chimcomplex SA Onești;

• •    Depozitele de deșeuri agricole situate în Hemeiuși și aparținând SC Agricola International SA Bacău ;

• •    Probe ale solului de referință în zona Parcului Dendroiogic Hemeiuși.

După evaluarea rezultatelor s-au ajuns la următoarele concluzii:

• •    în Bacău există soluri slab alcaline (pH-ul în intervalul 7,3-7,9 unități de pH), soluri ușor poluate cu compuși de carbon organici, soluri bogate din punctul de vedere al conținutului de fosfor și soluri poluate cu bacterii;

• •    Depozitul de deșeuri industriale de la SC Amurco SRL are soluri ușor alcaline (pH-ul în Intervalul 7,3-7,8 unități de pH) cu un conținut scăzut de compuși de carbon, soluri bogate din punctul de vedere al conținutului de fosfor șl soluri poluate cu bacterii; depozitul de deșeuri agricole situat în Hemeiuși are soluri ușor alcaline, (pH-ul în intervalul 7,6-8,0 unități de pH), soluri bogate din punctul de vedere al conținutului de fosfor și azot, precum și soluri poluate cu bacterii.

• 2.3.5 Zone sensibile

în municipiul Bacău s-au identificat următoarele zone sensibile din punct de vedere ecologic:

• A.    Zone cu risc de poluare a aerului

O potențială zonă critică în municipiul Bacău este situată în vecinătatea platformei industriale Bacău Sud datorită operatorilor SC AMURCO SRL Bacău, SC LETEA SA Bacău, SC CET SA Bacău care sunt responsabili pentru importante emisii poluante.

în 2007 APM Bacău a primit plângeri de la locuitorii cu privire la mirosul de amoniac din cauza emisiilor de amoniac de la SC AMURCO SRL. Direcția predominantă a vântului, S-SE către N-NV, precum și condițiile meteorologice au împiedicat dispersia poluanților și a cauzat o creștere a concentrațiilor poluante în zonele locuite.

Principalii poluatori care ar putea genera nivele ale poluării aerului neacceptabile în municipiul Bacău sunt prezentați în următorul tabel.

Tabel 2.3.5-1. Potențialii poluatori din municipiul Bacău___________

Potențiali poluatori	Activitatea principală	Poluant
S.C Amurco SRL Bacău	-    producția șl distribuția de energie termică -    producția substanțelor chimice anorganice	NH3, CO, CO2, N2O, NOx, SO2, Total prafuri în suspensie
SC CET SA Bacău	- producția șl distribuția de energie	SO2, CO, CO2,NOx, Total prafuri în

	termică	suspensie, CH4,N2O,As,Cd,Cr,Hg,NI,Zn,Pb
SC Agricola International Bacău	-Industria alimentară	NH3, CH4,SO2,CO2,CO, VOC,NOx, n2o

• B.    Zone cu risc de poluare a apelor de suprafață

Principalii poluatori ale cursurilor de apă din municipiul Bacău sunt prezentați în tabelul de mai jos.

Tabel 2.3.5-2. Principalii poluatori ale cursurilor de apă

Operator	Activitatea principală	Recipient	Volum de ape uzate descărcat (mlL cm)	Poluanți specifici
SC Letea SA Bacău	Producția     de pastă de lemn și hârtie	Bistrița	2,720	Particule în suspensie, reziduuri fixe, fenoli, BOD5, COD-Cr, H2S
RAGC Bacău	Captarea apei pentru procesarea ei în apă de băut	Bistrița	29,26	Particule în suspensie, reziduuri fixe, fenoli, BOD5, COD-Cr, H2S, total azot, total fosfor, sulfați
SC Amurco SRL Bacău	Industria chimică	Bistrița	3,520	Particule în suspensie, fenoli, amoniac, nitrați, nitrițl, total azot, sulfați

• 3.    Zone cu risc de poluare a apelor de adâncime și a solului

Operatorii care ar putea genera nivele neacceptabile de poluare a apelor de adâncime și a solului sunt:

• •    S.C. Amurco S.R.L. Bacău - poluarea apelor de adâncime în cadrul instalației de producție cu sulfați, amoniac șl fosfați ar putea afecta calitatea apelor de adâncime de-a lungul râului Bistrița;

• •    Marile depozite de îngrășăminte de la marile ferme de creștere a animalelor ar putea afecta sursele individuale de furnizare a apel în mediul rural prin lipsa hldroizolației.

Apa de adâncime din județul Bacău ar putea deveni necorespunzătoare pentru băut din următoarele cauze:

• •    Poluarea apelor de suprafață;

•    Condițiile și procesele naturale hidro-geo-chlmice favorizează transferul unor Ioni;

•    Activitățile agricole Intense din ultimul deceniu și folosirea excesivă a pesticidelor și a îngrășămintelor chimice pe bază de azot și fosfor;

• •    Efectele fostelor ferme mari de creștere a animalelor asupra calității mediului;

• •    Contribuția la mineralizarea materiilor organice în sol și migrarea substanțelor rezultate din exploatarea sistemelor de irigații.

S-au identificat următoarele zone cu sol degradat în Bacău:

• •    Alunecări de teren - 89.866 ha la nivel de județ

•   Umiditate excesivă- 79.023 ha la nivel de județ

• •    Contaminare chimică: 53,2 ha la nivel municipal, din cauza:

SC SOFERT SRL Bacău - deversarea substanțelor periculoase: zgură și ipsos cu fosfor- 16,2 ha

SC CET SA Bacău - deșeuri neperlculoase: zgură șl cenușă- 37,0 ha.

MM GROUF

• 2.4.    Infrastructură

Transport

Nivel Județean

A sfârșitul anului 2006, județul Bacău avea un total de:

•  221 km căi ferate, din care 189 km electrificate. O densitate de 33.4 km/100 km².

•  2455 km drumuri publice, din care 450 km drumuri naționale șl 2005 km drumuri Județene șl

comunale. O densitate de 37,1 km/100 km².

• •    118 autobuze și microbuze publice, transportând un total de 20.743 mii pasageri.

• •    1 aeroport internațional în Bacău

Sistemul de termoficare din municipiul Bacău

Accesul către CET Bacău se face pe cale ferată și rutier. Transportul de petrol și cărbune se face în general pe cale ferată dar de asemenea se poate face pe cate rutieră.

Accesul către IMA1 și IMA2 se -face prin -strada Chimiei Iar către IMA3 prin strada Letea. Accesul către depozitul de zgură și cenușă se face prin drum rural prin satul Furnicari.

Apa și apa uzată

Nivel Județean

Un număr de 52 de localități sunt conectate la rețeaua publică de canalizare, cu o lungime aproximativă de 520 km de rețele de canalizare.

Un număr de 71 de localități sunt conectate la sistemul de furnizare a apei, cu o lungime aproximativă de 1195 km de rețea de distribuție a apei.

Sistemul de termoficare din municipiul Bacău

Apa brută este furnizată de Râul Bistrița. Apa brută este folosită pentru evacuarea hidraulică a zgurii șl a cenușii și pentru stația de tratare a apei după cum se descrie mai jos.

Apa brută din Bistrița este furnizată de Administrația Națională Apele Române pe o bază contractuală.

Apa potabilă este furnizată din rețeaua municipală de furnizare a apei pe o bază contractuală. Apa potabilă este folosită pentru apa caldă de robinet și pentru recuperarea pierderilor din sistemul de termoficare a instalațiilor locale de termoficare.

Deșeuri solide

Nivel județean

Nu este Implementat un sistem selectiv la scară largă de adunare a deșeurilor în județul Bacău. Majoritatea cantităților de deșeuri menajere sunt depozitate în depozitele de deșeuri existente: 7 depozite municipale și 151 depozite rurale, nici unul nu îndeplinește cerințele UE. în județul Bacău este în curs de implementare un proiect ISPA de management al deșeurilor.

Sistemul de termoficare în municipiul Bacău

Deșeurile solide rezultate din arderea cărbunilor este amestecată cu apă și pompată către un depozit de zgură și cenușă din apropiere prin două țevi supraterane folosite pentru transportul zgurii șl a cenușii precum și pentru reintroducerea apel folosite la transport..

Energie electrică șl gazele naturale

Nivel județean

Un număr de 25 de localități, din care 8 municipii și orașe, sunt aprovizionate cu gaze naturale. Sistemul de gaze naturale din județul Bacău include un total de 722 km rețea de distribuție a gazului.

Sistemul de termoficare în municipiul Bacău

Energia electrică produsă este vândută în principal către rețeaua națională. O mică parte a energiei electrice este vândută direct către clientii conectați la rețeaua de distribuție proprie pe baza unui contract

AH AH Interdeveio^nt M G « O V F .......

bilateral, astfel evitând taxele de transmitere. Consumul propriu (pentru toate punctele de consum din cadrul uzinelor și a rețelei operate de CET Bacău: Instalații CHP, stații de pompare a rețelei de transport, substațil incluzând pompe pentru circulația în cadrul rețelei de transport, instalații locale de termoficare) este asigurat din producție proprie. în timpul perioadelor de imposibilitate a producției de energie electrică, aceasta este cumpărată de la rețeaua națională atât pentru consum propriu cât și pentru obligațiile contractuale.

Pentru cantitatea de energie electrică furnizată către rețeaua națională, CET Bacău plătește o taxă regulată (taxă de transmitere), în baza unui contract cu operatorul de transmitere - SC Transelectrlca SA.

Pentru cantitatea de energie electrică produsă pentru consum propriu CET Bacău plătește taxe de transport, administrarea pieței energetice și servicii de distribuție. Aceste taxe sunt plătite către SC Transelectrlca SA (pentru transport, administrarea pieței energetice) și către E.ON Moldova, operatorul de servicii de distribuție.

Gazul natural este furnizat de către E.ON Moldova pe o bază contractuală. Gazul este furnizat prin rețeaua de distribuște municipală, Iar prețul Include o taxă de distribuție. CET Bacău tocmai a încheiat un contract cu E.ON Gas prin care va plăti un preț mal scăzut pentru gazul furnizat prin rețeaua națională de distribuție a gazului (fără taxa de distribuție).

Termoficare

Nivel județean

Trei localități din județul Bacău dispun de termoficare.

Sistemul de termoficare din municipiul Bacău

CET Bacău operează două tipuri de sisteme de termoficare:

• •    Sistem principal, furnizare prin cele trei mari instalații de ardere: IMA1, IMA2 (CET CHIMIEI), și IMA3 (CET LETEA);

• •    10 sisteme locale, furnizare prin instalații locale.

Anexa 2.4-1 prezintă o hartă a sistemului de termoficare din Bacău: sistemul principal și cele 10 sisteme locale.

• 2.5.    Evaluarea socio-economică

  • 2,5.1.    Profilul socio-economic al României

Prima parte a sub-secțiunil prezente include o scurtă privire de ansamblu a dezvoltării macro-economlce recente, urmată de o descriere a veniturilor gospodărești și a cheltuielilor. A doua parte prezintă o privire de ansamblu asupra situației economice a regiunii țintă.

Profilul macro-economic

România este țară membră a Uniunii Europene din 2007. O privire de ansamblu asupra situației demografice este furnizată în Tabelele 2.5.1-1, 2.5.1-2 și 2.5.1-3.

Tabel 2.5.1-1: Populația României, 1995, 2000 and 2005, total și pe categorii de gen.

1 Iulie, anul	Totalul       populației, milioane	masculin, %	feminin, %
1995	22.7	49.0	51.0
2000	22.4	48.9	51.1
2005	21.6	48.8	51.2

Sursă: Anuarul Statistic al României 2006, www.insse.ro. Tabel 2.1.

Tabel 2.5.1-2: Populația României, 1995, 2000 and 2005, total și pe categoria zonelor

1 Iulie, anul	Totalul       populației, milioane	Urban, %	Rural, %
1995	22.7	54.9	45.1
2000	22.4	54.6	45.4
2005	21.6	54.9	45.1

Sursă: Anuarul Statistic al României 2006, www.insse.ro, Tabel 2.1.

Tabel 2.5.1-3: Populația României, 1995, 2000 and 2005, total și pe categoria grupelor de vârstă.

1 Iulie, anul	Totalul populației, milioane	0-14 ani, milioane	15-59 ani, milioane	60 ani șl mai mult, milioane
1995	22.7	4.6	14.0	4.1
2000	22.4	4.1	14.3	4.0
2005	21.6	3.4	14.1	4.2

Sursă: Anuarul Statistic al României 2006, www.insse.ro, Tabel 2.1.

România are o populație de 21,6 milioane persoane cu o împărțire în funcție de gen aproximativ egală, și o distribuție de 55:45 a populației urbane și rurale. în timp ce 3,4 milioane de români au sub 15 ani, 4,1 milioane au 60 de ani sau mai mult, 14,1 milioane locuitori au între 15 și 59 de ani. în 2007 forța de muncă a fost de 9,4 milioane, Iar rata șomajului a fost de 6,4% din forța de muncă¹.

Tendințele actuale ale Produsului Intern Brut (PIB) șl a PIB/locuitor sunt ilustrate în Tabelul 2.5.1-4, unde este prezentată de asemenea paritatea puterii de cumpărare în PIB/locuitor.

Tabel 2.5.1-4: Produsului Intern Brut (PIB) și a PIB/locuitor, 2002-2007.

jxxxfcțxxxx	Total populație, milioane	PIB prețuri curente, RON miliarde	PIB/locuitor, prețuri actuale, RON/locultor	Rată schimb RON/USD	Rată schimb RON/EUR	PIB/locuitor, prețuri actuale, USDflocuftor	PIB/locuitor, prețuri actuale, EURflocuItor
	1	2	3=2/1	4	5	6=3/4	7=3/5
2002	21.795	161.5	6,950	3 31	3.13	2,100	2,220
2003	21.734	197.6	9,106	3.32	3.76	2,738	2,422
2004	21.673	246.4	11.372	3.26	4.05	3,487	2.804
2005	21.624	288.0	13,333	2.91	3.62	4.577	3.683
2006	21.581	344.5	15,963	2.81	3.52	5.680	4,535

¹ (Comisia Naționala de Prognoza, Prognoza de Primăvara, PROIECȚIA PRINCIPALILOR INDICATORI MACROECONOMICI PENTRU PERIOADA 2008 - 2013, 27 March 2008).

2007	21.538	404.7	18,736	2,44	3.34	7,701	5,810
			PIB/locultor, PPC			PIB/locuitor, PPC	PIB/locuitor, PPC
			8=9*4			8	10-9*4/5
2007			27,784			11,387	8.319

Surse;

Coloana 1: Anii 2002-2005; Anuarul Statistic al României, 2006, Tabel 2.1; 2006-2007: Estimări.

Coloana 2: Anii 2002-2005: Anuarul Statistic al României 2006, Tabel 11.3; 2006-2007: Banca Națională a României, Buletin lunar 2/2008, p.16.

Coloanele 4 and 5: Banca Națională a României.

Coloana 9: IMF World Economic Outlook Database - Aprilie 2008.

Notă; PPC = Paritatea puterii de cumpărare.

în 2007 PIB-ul a atins 404 miliarde RON, sau 166 miliarde USD, sau 121 miliarde EUR. Astfel, PIB-ul/locuîtor în 2007 a fost 18.700 RON (7.700 USD, 5.600 EUR) în prețurile actuale. în termeni ai parității puterii de cumpărare, PIB-ul/locuitor în 2007 a fost estimat la 27.800 RON (11.400 USD, 8.300 EUR), luând în considerare relația dintre venituri și cheltuieli, ceea ce arată faptul că veniturile românești au o putere de cumpărare mai mare cu 50% decât valoarea de piață.

România are o bază industrială largă: industriile majore sunt fierului, oțelului, metalelor neferoase, chimică, prelucrarea produselor alimentare, mașinilor și transporturilor de echipamente, electronică, construcțiilor, mobilei și a altor produse din lemn, construcții nautice șl restaurare, mori de vânt, faramceutică, a echipamentelor medicale, textile și încălțăminte, asamblare auto, minieră, materialelor de construcții, rafinării petrolului și a tehnologiei informației².

Tabelul 2.5.1-5 Ilustrează tendințele actuale în creșterea reală și inflație.

Tabel 2.5.1-5: Creșterea PIB,inflației, creșterea reală 2002-2007.

	Creșterea reală a PIB, % p.a.	Rata Inflației la prețurile de consum, % p.a.
2002	5.1	22.5
2003	5,2	15.3
2004	8.4	11.9
2005	4.1	9.0
2006	7.7	6.6
2007	6.0*)	5.0

Surse; 2002-2006: The Economist Intelligence Unit, profil de țară, România. 2007: Statistici (surse din INS, Institutul Național de Statistică).

*) estimări.

în ultimii ani economia României a cunoscut o creștere anuală de aproximativ 6% pe an, în timp ce de la începutul anului 2000, inflația a fost redusă de la aproximativ 20% la 5%.

în tabelul 2.5.1-6 sunt prezentate sursele și folosirea PIB-ulul.

Tabel 2.5.1-6: Surse șl utilizări ale PIB, 2006.

Surse	% din total	Utilizări	% dîn total
Agrlcultură/Industria forestieră	94	Consum privat	78,8
industrie	34,9	Consum public	9,1
Servicii	56,0	Investiții fixe brute	24,2

Total surse	100,0	Total utilizare internă	112,1
		Export de bunuri și servicii	32,4
		Import de bunuri și servicii	-44,5
		Importuri ce depășesc exporturi	12,1

Sursa: Economist Intelligence Unit, profil de țară, Romania

în 2006, majoritatea veniturilor interne au provenit din servicii (56%), urmate de manufacturi (35%) și agricultură (9%). în ceea ce privește domeniul utilizărilor, consumul privat a atins 79% din PIB, consumul public 9% șl Investițiile 24% din PIB.

Astfel, utilizarea internă a inclus 112% din PIB, Le. țara a cheltuit cu 12% mai mult decât a produs intern. Acest fapt s-a reflectat în faptul că Importurile au depășit exporturile- 44% față de 32%, arătând că există o intrare de resurse în România.

Germania (15,2%), Italia (14,6%), China (7,9%) șl Rusia (6,5%) sunt cei patru cei mal mari importatori în România, în*timp ce România exportă în mod special în Italia (17,9%), Germania (15,7%), Turcia (7,7%) și Ungaria (7,5%)².

Dezechilibrul macro-economic este Investigat mai departe în tabelul 2.5.1-7 axându-se pe dezechilibrul extern.

Tabel 2.5.1-7: Balanța externă a economiei României, 2003-2008.

	Importuri nete (-)	Servicii	Venituri	Transferuri curente	Deficit de cont curent <-)	Investiții externe directe (FDI)	Creștere In datoria externă (+)	Datorie externă totală
	EUR mld pe an	EUR mld pe an	EUR mld pe an	EUR mld pe an	EUR mld pe an	EUR mld pe an	EUR mld pe an	EUR mld la sfârșit de an
2003	-4,0	0,1	-1,2	2,0	-3,1	1,9	X	15,9
2004	-5,3	-0,2	-2,5	3,0	-5,1	5,1	5,8	21,7
2005	-7,8	-0,3	-2,3	3,6	-6,9	5,2	2,9	24,6
2006	-10,2	0,0	-3,2	4,8	-10,2	9,0	4,0	28,6
2007	-16,9	0,3	-4,4	4,9	-16,9	7,1	8,1	36,7
	EUR mld pe trimestru	EUR mld pe trimestru	EUR mld pe trimestru	EUR mld pe trimestru	EUR mld P« trimestru	EUR mld pe trimestru	EUR mld pe trimestru	EUR mld P« sfârșit trimestru
2007 Q1	-3,5	0,3	-1,0	1,1	-3,2	1,3	6,5	38,3
2007 Q2	-4,3	-o,i	-1,4	1,1	-4,6	1,7	-6,7	31,6
2007 Q3	-4,0	0,0	-1.3	1,7	-4,0	2,6	2,3	33,9
2007 Q4	-5,8	0,1	-0,7	1,0	-5,1	1,9	2,8	36,7
2008 Q1	-3,8	0,0	-1,1	1,4	-3,5	1,7	3,2	39,9

Surse: Banca Națională a României,comunicate de presa, anuare.

Notă: Suma investițiilor externe directe și datoria externă nu sunt calculate pe baza aceleiași împărțiri a anului ca și deficitul de cont curent, dar corespund în final.

Importurile nete în economia României sunt reflectate în deficitul balanței de plăți curente; alte componente ale balanței de plăți nu influențează în mod deosebit deficitul total. Finanțarea deficitului de cont curent este asigurată de investițiile străine directe șl parțial de creșterea datoriei externe.

Profilul ggșcojăifej

Date statistice asupra distribuției venitului casnic sunt disponibile până în anul 2005. Pentru 2007 datele sunt extrapolate pe baza creșterii PIB-ului (Tabel 2.5.1-8).

Tabel 2.5.1-8: distribuția venitului casnic, declli, 2005 and 2007.

Declli (venit pe persoană, 2005)	RON      pe gospodărie pe lună, 2005	EUR      pe gospodărie pe lună, 2005	RON      pe gospodărie pe lună, 2007	EUR       pe gospodărie pe lună, 2007
Decil # 16 (689 +)	2.772	766	3.881	1.162
Decil # 9 (500-688)	1.751	484	2.451	734
Decil # 8 (404-500)	1.408	389	1.971	590
Decil # 7 (340-404)	1.181	326	1.653	495
Decil # 6 (289-340)	1.055	291	1.477	442
Decil # 5 (241-289)	997	275	1.396	418
Decil # 4 (194-241)	883	244	1.236	370
Decil # 3 (152-195)	781	216	1.093	327
Decil # 2 (104-152)	706	195	988	296
Decil # 1 (1-104)	587	162	822	246
Media, 2005 (412)	1.212	335	X	X

Sursa: Anuarul Român de Statistică 2006, Tabelele 4.2, 4.3, 4.4.

Notă; Decilr pentru venitul total pe persoană. Datele pentru 2007 sunt calculate pe baza celor din 2005 cu un factor de extrapolare de 1.4.

în 2005 venitul mediu pe gospodărie era de 1.212 RON. Numărul mediu de persoane era de 2,94 persoane, unui membru corespunzându-l un venit de 412 RON². Cel mal scăzut decil de venit, l.e. 10% din populație cu cel mai scăzut venit pe cap, a avut un venit mediu pe familie de 587 RON pe lună, adică jumătate din medie, în timp ce, cel mal ridicat decil de venit a avut un venit mediu pe familie de 2.772 RON pe lună.

în 2007 venitul mediu pe gospodărie a crescut Ia 1.697 pe lună, iar decilul cel mai scăzut a crescut la 822 RON pe gospodărie/iună.

Structura veniturilor casnice la nivel de țară a fost compusă din salarii 47%, contribuții sociale 20%, venituri din agricultură 4%, venituri din alte activități decât agricultura 3%, venituri în natură 20%, alte venituri 6%¹.

Distribuția veniturilor este detaliată în Tabelul 2;5.1-9, unde gospodăriile sunt clasificate în funcție de principala sursă de venit, de exemplu „angajați", „agricultori”, „neangajat” și „pensionari".

Tabel 2.5.1-9: Distribuția veniturilor casnice, descompunere pe categorii, declli, anii 2005 și

2007.______________________________________________

f Declli (venit pe | Toate          | Angajați [Agricultori [ Neangajațl [Pensionari ~]

persoană)	gospodăriile
Decil # 10	10%		2,2%	2,0%	3,9%
Decil # 9	10%		1,8%	3,3%	6,6%
Decil # 8	10%		2,7%	4,6%	9,0%
Decil # 7	10%		2,8%	5,0%
Decil # 6	10%	9,4%	3,7%	6,1%
Decil # 5	10%	9,0%	6,3%	9,7%
Decil # 4	10%	7,1%	9,1%
Decil # 3	10%	5,1%
Decil # 2	10%	3,9%			fewfefe’S
Decil # 1	10%	1,3%			7,7%
Total	100%	100%	100%	100%	100%
Venit mediu, 2005, RON/lună	1.212	1.682	1.011	828	922
Venit mediu, 2007, RON/lună	1.697	2.355	1.415	1.159	1.291
Abatere de îa medie	0%	+39%	-17%	-34%	-24%

Sursa: Anuarul Român de Statistică, Tabelele 4,1 șl 4.4.

în timp ce, decilul, prin definiție împarte totalul de 100% din distribuția veniturilor în 10 părți de câte 10%, se observă o diferență semnificativă între cele patru categorii, după cum se poate observa în Tabelul 2.5.1-9. Celule cu mai mult de 10% sunt evidențiate.

Tabelul 2.5.1-9 arată că 50% din gospodăriile din categoria „Angajați" se localizează în cei trei declli mai mari, 80% în decilll 5-10, și doar 5% se localizează în decilii scăzuți.

în mod similar mai mult de 70% din „Agricultori" se situează în cei trei decili scăzuți, în timp ce „Neangajațil" arată o dispunere similară. Categoria „Pensionari" arată o dispunere mal echitabilă.

Se presupune ca populația urbană se constituie din angajați și pensionari.

Tabelul 2.5.1-10 arată distribuția cheltuielilor de consum lunare, în funcție de articolele principale, pe gospodărie.

Tabel 2.5.1*10: Distribuția cheltuielilor de consum lunare, în funcție de articolele principale, pe gospodărie, 2005, 2007.

Descriere	RON, 2005	RON, 2007	EUR, 2007	Procente
Venit mediu pe gospodărie	1.212	1.697	508	100,0%
Din caret
Cheltuieli de consum	864	1.210	362	71,3%
- din care
Produse agricole și băuturi fără alcool	382	535	160	31,5%
Băuturi, țigări	59	82	25	4,8%
îmbrăcăminte și încălțăminte	45	63	19	3,7%
Adăpost, apă, energie electrică, gaze naturale și alți combustibili	135	189	56	11,1%
Mobilă, dotarea locuinței și întreținere	33	46	14	2,7%
Sănătate	33	46	14	2,7%
Transport	56	79	24	4,6%
Comunicații	42	59	18	3,5%

Timp liber șl cultură	36	51	15	3,0%
Educație	8	11	3	0,6%
Hoteluri, cafenele și restaurante	10	13	4	0,8%
Diverse produse și servicii	26	36	11	2,1%
Taxe, contribuții sociale $1 cheltuieli ce nu se referă la consum	348	487	146	28,7%

Sursa: Anuarul Român de Statistică, Tabel 4.20.

în 2005, cheltuielile medii pe gospodărie au fost de 864 RON, iar în 2007 prin extrapolare cheltuielile au fost de 1.210 RON. Proporția cea mai importantă din cheltuieli o reprezintă produsele agricole și băuturile fără alcool (31,5%), adăpost, apă, energie electrică, gaze naturale și alți combustibili (11,1%). Nu a fost disponibilă o împărțire mai exactă a acestor categorii. Disponibilitatea cheltuielilor pentru încălzire se tratează în capitolul 9.

Valoarea impozitului pe venit este de 16%, iar valoarea taxei pe valoare adăugată este de 19%. 49% din salariul unul angajat asigură un plan de protecție socială².

• 2.5.2.    Bacău, profilul socio-economic

Bacău este situat în Regiunea de Dezvoltare Nord-Est. în continuare se va prezenta o scurtă descriere a regiunii, a județului și a orașului Bacău.

Regiunea de dezvoltare Nord-Est³

Regiunea de Dezvoltare Nord-Est acoperă 15,5% din suprafața totală a României, Este formată din 6 județe: Bacău, Botoșani, Iași, Neamț, Suceava și Vaslui.

Regiunea de Dezvoltare Nord-Est se suprapune cu provinciile istorice Moldova șl Bucovina. în termeni geografici, regiunea se învecinează la nord cu Ucraina, județele Galați și Vrancea în sud (Regiunea de Dezvoltare Sud), cu Republica Moldova în est, Iar la vest cu județele Maramureș și Bistrița-Năsăud (Regiunea de Dezvoltare Nord) și județele Mureș, Harghita șl Covasna (Regiunea de dezvoltare Centru).

Populația regiunii a fost de 3.7 milioane în ianuarie 2006, reprezentând 17,6% din totalul locuitorilor României. Raportul dintre populația rurală și urbană este de 43,6:56,4.

în această regiune se găsesc importante resurse minerale și substanțe folositoare (cărbune, turbă, petrol, gaze naturale, mangan, sulf, săruri potaslce, roci de construcții). De asemenea se evidențiază prin numeroasele izvoare de apă și apă minerală. Regiunea are un pronunțat potențial hidroenergetic. în munți trăiesc o largă varietate de plante și animale.

în 2004 PIB-ul pentru regiune a fost de 29.4 miliarde RON, sau 7.869 RON pe cap de locuitor comparativ cu valoarea de 11.372 RON pe cap de locuitor. Extrapolând față de 2007⁴ rezultă un PIB la nivel de regiune de 48,2 miliarde RON, sau 13.027 RON pe cap de locuitor, comparativ cu valoarea de 18.746 RON la nivel național. Astfel, nivelul venitului în Regiunea de Dezvoltare Nord-Est este cu aproximativ 31% sub media națională. Acest fapt se poate explica prin proporția mare a agriculturii în economia regiunii.

Structura angajărilor în Regiunea de Dezvoltare Nord-Est este prezentată în Tabelul 2.5.2-1.

Tabel 2.5.2-1: Structura angajărilor în Regiunea de Dezvoltare Nord-Est, 2005.

Sectoare	Angajați, 1000 persoane	Angajare, exprimare procentuală
Total populației activă economic	1,790	100%
Total angajați	1,688	94%
• Agricultură	816	46%
• Industrie	321	18%
• Construcții	74	4%
Comerț	141	8%
• Servicii (turism, transport, financiar)	96	5%
• Administrație, educație și sănătate	208	12%
• Altele	30	2%
Șomeri	102	6%

Sursa: Anuarul Român de Statistică, 2006, Tabel 3.29.

46% din forța de muncă este angajată în agricultură, 22% în industrie șt construcții, comerț 8%, servicii 5% șl administrație, servicii sociale și altele 14%. La nivel de regiune rata șomajului s-a situat la valoarea de 6% în 2005.

Tendința descendentă a producției industriale înregistrată în anii 90 și începutul mileniului s-a oprit în jurul anului 2005, urmată de o creștere a activităților în servicii, manufacturi și comerț extern, ceea ce a dus la scăderea șomajului.

Totuși, Regiunea de Dezvoltare Nord-Est are cel mai scăzut nivel de venit din cele opt regiuni de dezvoltare.

Luând în considerare faptul că venitul mediu pe cap de locuitor reflectă PIB-ul mediu, venitul mediu al Regiunii de Dezvoltare Nord-Est în 2007 a fost de 398 RON pe cap de locuitor. Venitul mediu pe gospodărie, 2,94 persoane, a fost în 2007 de 1.170 pe lună.

Județul Bacău

în Tabelul 2.5.2-2 se prezintă situația populației județului Bacău.

Tabel 2.5.2*2: Structura populației județului Bacău, 2000, 2003*2007, persoane.

Județul Bacău	Total	Vârsta 0-14	Vârsta 15-59	Vârsta peste 60
2000	752,761	154,336	468,415	130,010
2003	725,005	137,941	457,194	129,870
2004	722,961	133,468	459,732	129,761
2005	723,518	128,661	465,197	129,660
2006	721,411	126,486	464,920	130,005
2007	n/a	n/a	n/a	n/a

Sursa: 2000 și 2007: Institutul Regional de Statistică Bacău; 2005: Anuarul Român de Statistică 2005, Tabel 2.36.

Orașul Bacău

în tabelul 2.5.2-5 se Ilustrează populația orașului Bacău.

Tabel 2.5.2-5; Populația orașului Bacău, persoane, 2005.

An	Totalul populației
2002	175,500
2005	180,516
2006	179,506
2007	179,442

Sursa: pagina web a orașului Bacău.

Sectoarele industriale majore sunt: industria metalurgică, Industria lemnului. Industria textilă. Cele mai mari sub-sectoare sunt servicii comunale, inclusiv producția și furnizarea de energie electrică, termică, apă și gaz. Distribuția generării de venituri în cadrul sectoarelor majore în Bacău sunt ilustrate în Tabelul 2.5.2-4.

Tabel 2.5.2-4: Distribuția generării de venituri în cadrul sectoarelor majore în Bacău, 2004.

	Agricultură	Industrie	Construcții	Servicii	Total
2004	3%	34%	8%	55%	100.0%

Sursa; municipalitatea Bacău

Sunt disponibile date doar pentru 2004

în Tabelul 2.5.2-5 se prezintă distribuția angajărilor în sectoarele majore.

Tabel 2.5.2-5: distribuția angajărilor în sectoarele majore. Bacău, 2004.

	Agricultură	Industrie	Construcții	Servicii	Total
2004	3%	47%	14%	36%	65,779
2005	n.a	n.a	n.a	n.a	62,255

Sursa: municipalitatea Bacău

Sunt disponibile date doar pentru 2004

După cum se arată în Tabelele 2.5.2-4 șl 2.S.2-5, agricultura joacă un rol minor în economia Bacăului. în ultimii ani sectorul serviciilor a devenit o parte importantă în economia orașului, acest lucru transpunându-se și la nivelul județului. Un număr Important de persoane au fost angajate în sectorul industrial, dar în ultimii ani datorită creșterii sectorului serviciilor, aceste cifre s-au schimbat., tabelul 2.5.2-6 ilustrează veniturile pe gospodărie în Bacău, 2007.

Table 2.5.2-6: Household incomes In Bacău City, 2007.

	Regiunea de Dezvoltare Nord-Est, RON pe gospodărie pe lună	Orașul Bacău, gospodărie "angaja Ol", RON pe gospodărie pe lună	Orașul Bacău, gospodărie "pensionari", RON pe gospodărie pe lună	Orașul Bacău, gospodărie, RON pe gospodărie pe lună
Nivel relativ, 2007	100%	139%	76%	X
Nivel actual, 2007	1,170	1,626	889	X
Procent de populație	X	75%	25%	X
Venitul mediu pe gospodărie	X	X	X	1,442

Surse: Tabel 2.8, Tabel 2.9 și informații asupra PIB-ului pe cap de locuitor din Regiunea de Dezvoltare Nord-Est.

Pe baza presupunerii ca populația orașului este formată din ³A "angajați" șl % "pensionari"⁶, în 2007 aceste două segmente de consumatori au avut un venit mediu pe gospodărie de 1,626 RON șl respectiv 889 RON pe lună. Media rezultată pentru Bacău a fost de 1,442 pe lună, sau 15% sub media națională (1,697 RON pe lună).

în capitolul 3.3 sunt incluse proiecții.

• 2.6.    Aprecieri asupra cadrului legal și instituțional

  • 2,6.1.    Cadru general administrativ

    • 2.6.1.1.    Istoric al autorităților publice românești.

în baza articolului 3 din Constituția României, teritoriul României este organizat în comune, orașe și județe. Există 2.685 comune, 276 orașe (la sfârșitul lui 2003), din care 82 sunt municipii, respectiv 41 județe, plus capitala București.

în concordanță cu articolul 3 al Constituției României, autoritățile publice au rolul de a aplica legile precum și rotui de a oferi servicii publice în cadrul legal. Astfel sunt 2 categorii de administrații publice:

• •    Administrația publică centrală (guvern, ministere, instituția prefectului, alte organisme centrale).

• •    Administrația publică locală (consiliul județean, consiliul local, primăria, serviciile publice locale).

Administrația publică centrală

Guvernul este corpul central care conduce întreaga administrație publică. Guvernul trebuie să implementeze programul de guvernare aprobat de Parlament și trebuie să conducă politica Internă șl extrenă a țării.

Ministerele sunt structuri specializate a administrației publice centrale, care Implementează politica guvernamentală în cadrul ariei proprii de competență. Sunt subordonate guvernului.

Prefectura este reprezentantul în teritoriu al administrației publice centrale cu rolul principal de a monitoriza aplicarea legislației de către administrația publică locală.

Autoritățile administrative autonome sunt independente de guvern, dar reprezintă structuri executive ale statului având roiul major de a implementa legea și de a asigura funcționarea unor structui publice centrale.

Serviciile publice descentralizate sunt structuri teritoriale prin care ministerele șl alte structuri centrale îșl exercită competența în teritoriu. Sunt aprobate de prin ordine ministeriale.

Administrația publică locală

La nivelul local Consiliul Județean are rolul de a coordona consiliile locale din municipii, orașe și comune la nivel județean. Consiliul Local are rolul de iniția și de a lua decizii în orice probleme de Interes local.

în baza Legii 215 a Administrației Publice Locale șl pe baza Legii 51/2006 a Serviciilor de Utilități Locale amendate de Guvern prin H.G. 13/2008, se stipulează ca Guvernul are rolul principal de a realiza politica generală în zona utilităților publice în corelație cu Planul Național de Dezvoltare prin:

* Fără a lua în considerare segmentele de agricultori șl șomeri.

Aprobarea și actualizarea strategiei naționale privitor la serviciile publice;

Oferirea suportului pentru administrația publică locală pentru o organizare eficientă în domeniul serviciilor de utilitate publică;

Oferirea suportului prin garanții guvernamentale pentru credite interne șl externe:

Oferirea de resurse financiare din bugetul național pentru proiecte de dezvoltare a infrastructurii locale.

Autoritățile publice locale au competența exclusivă de a organiza, coordona, monitoriza șl de a controla serviciile de utilitate publică locală. Pe baza acestor responsabilități, autoritățile publice locale îșl asumă responsabilitatea pentru:

Elaborarea și aprobarea strategiilor locale referitoare la dezvoltarea serviciilor publice;

Coordonarea proiectării și a Implementării programelor de dezvoltare infrastructurală;

Delegarea serviciilor publice către alțl operatori în baza legislației în vigoare;

Contractarea șl garantarea împrumuturilor pentru dezvoltare locală;

Elaborarea regulilor și regulamentelor pentru serviciile publice locale;

Aprobarea tarifelor pentru serviciile publice locale;

Protecția șl conservarea mediului înconjurător.

în baza Legii 215/2003, Legii 51/2006 și a H.G. 13/2008, autorități publice locale din județe (municipii, orașe, comune) pot forma Asociații de Dezvoltare Intercomunitare (ADI) pentru o mai efectivă organizare a utilităților publice locale; ADI reprezentând toți membrii în relația cu operator utilității de care aparțin membrii ADI ca acționari.

Administrația publică locală poate delega direct serviciul public către un operator public propriu cu următoarele condiții:

• 1.    Control direct.

• 2.    Exclusivitate (singura sursă de activitate a operatorului este managementul serviciilor delegate și pot fi delegate doar servicii non-fundamentale).

• 3. . Fără acționari prlvați/doar capital public.

Reglementări ale serviciilor publice naționale

Serviciile publice locale sunt reglementate prin agenții naționale din diferite zone. în domeniul utilităților publice locale principalele agenții naționale de reglementare sunt:

Agenția Națională de Reglementare a Serviciilor Publice de Gospodărire Comunală (ANRCS);

Agenția Națională de Reglementare în Energetică (ANRE);

Autoritatea Rutieră Română (ARR).

ANRCS, ANRE, ARR sunt cel care reglementează Ia nivel național elaborarea șl monitorizarea regulilor și regulamentelor generale pentru serviciile publice.

ANRCS este autoritatea cu competență în următoarele utilități publice:

• •    Distribuția apei;

• •    Domeniul apei utilizate;

• •    Producția, transportul, distribuția și furnizarea energiei termice în sisteme de termoficare, cu excepția energiei termice din cogenerație;

• •    Manipularea deșeurilor solide;

• •    Iluminatul public;

• •    Domeniile publice și private ale autorităților publice.

ANRSC este structura Instituțională care elaboreză metodologii și cadre agrement și emite licențe pentru operatorii ce funcțloneză în domeniul utilităților publice.

Producția energiei termice prin cogenerație este sub controlul și monitorizarea ANRE în baza Legii 318/2003 pentru Producția de energie electrică.

ARR este cel care reglementează transportul local.

• 2.6.1.2.    Administrarea și implementarea fondurilor UE

România beneficiază de Cadrul suport comunitar (CSF) bazat pe Planul Național de Dezvoltare. CSF-ul este un acord între Comisia Europeană și statele membre, care determină volumul și direcția suportului financiar prin fondurile structurale pentru implementarea șl dezvoltarea inițiativelor. CSF-ul este format din priorități care pot fi atinse prin cel puțin un program operațional.

Autoritatea care administrează CSF este Autoritatea Națională pentru Coordonarea Instrumentelor Structurale (ANCIS) din cadrul Ministerului Economiei și Finanțelor.

Cadrul strategic național de referință (NSRF) 2007-2013 este documentul strategic național care stabilește prioritățile Instrumentelor Structurale (EFRD, ESF, CF). NSRF-ul se bazează pe Planul național de dezvoltare (NDP) 2007-2013, elaborat ca un instrument pentru ghidarea surselor de finanțare naționale, europene șl din alte surse disponibile României. Justifică șl prioritlzează investițiile publice în concordanță cu politica de adeziune europeană economică șl socială și definește planificarea și programarea strategică multi-anuală a României. Scopul principal al NSRF este de a evidenția atenția strategică asupra politicilor economice și sociale de aderare a României, si de a face legăturile corespunzătoare cu politicile Uniunii Europene, în special a Strategiei de la Lulsabona, care elaborează politici pentru creștere economică șl crearea de noi locuri de muncă.

Implementarea acțiunilor strategice din NSRF se realizează prin Programele Operaționale. Există două diferențe majore între Planul Național de Dezvoltare și Cadrul strategic național de referință:

NSRF nu are legătură cu aspecte de dezvoltarea rurală și de pescuitului; acestea fac parte din Strategia națională pentru dezvoltare rurală și sunt finanțate prin Fondul European pentru Dezvoltare Rurală (EFRD).

Din punct de vedere financiar, NSRF este finanțat exclusiv prin Fonduri structurale șl de aderare; Planul Național de Dezvoltare considerând șl ale surse de finanțare: programe de investiții locale și naționale, împrumuturi externe, Fondul European pentru Dezvoltare Rurală.

Programele operaționale (OP-uri) sunt documente aprobate de Comisia Europeană, specificând implementarea în sectoarele prioritare (determinate în baza Planului Național de Dezvoltare), finanțate prin CSF.

Elaborarea cadrului instituțional referitor la politica de aderare șl instrumente structurale în România și-a avut originea în Hotărârea Guvernului nr, 49772004 referitoare la elaborarea cadrului instituțional pentru coordonarea, implementarea $i administrarea Instrumentelor structurale, care a stabilit:

• •    Cadrul instituțional pentru nivelul autorităților administrative, autorităților de plată și organismelor Intermediare;

• •    Atribuțiile principale ale Autorității pentru administrarea cadrului comunitar de suport, Autoritățile de administrare pentru Planurile operaționale, Autoritatea de administrare pentru fondurile de coeziune șl Autoritățile de Plată, pe baza regulamentelor comunitare;

• •    Obligația pentru toate Autoritățile de administrare, Autoritățile de plată și Organismele intermediare, de a stabili unități de audit intern;

• •    Obligația de a respecta principiile segregării adecvate a funcțiilor;

• •    Flexibilitatea suficientă a cadrului instituțional, funcția de dezvoltare ulterioară a politicii de aderare și viitoarelor dovezi ale programelor.

• •    Hotărârea Guvernului nr, 497/2004 a fost ulterior modificată si completată prin H.G, nr, 1179/2004 șl

Instrumente structurale

Programe operaționale

Autoritatea      de

Organisme Intermediare

Fonduri

	administrare
Obiective convergente
SOP           Creșterea competivității economice	Ministerul Economiei și Finanțelor	Ministerul       pentru întreprinderi Mici și Mijlocii, Comerț, Turism și Profesii Liberale Ministerul Educației, Cercetării și Tineretului -    Ministerul Comunicațiilor și Tehnologia Informației -    Ministerul Economiei și Finanțelor        (Directoratul General pentru Energiei)	ERDF
SOP Transport	Ministerul Transporturilor		ERDF+CF
SOP Mediu	Ministerul Mediului și Dezvoltării Durabile	8 IBs-uri regionale coordonate de MMDD	ERDF+CF
OP Regionale	Ministerul Dezvoltării, Lucrărilor Publice șl Locuințelor	Agenții de Dezvoltare Regională Ministerul       pentru întreprinderi Mici și Mijlocii, Comerț, Turism și Profesii Liberale	ERDF
SOP         Dezvoltarea resurselor umane	Ministerul       Muncii, Familiei și Egalității de Șanse	- Agenția Națională pentru Ocuparea Forței de Muncă 8 IBs-url regionale coordonate de MMFEȘ Ministerul Educației, Cercetării și Tineretului Centrul Național de Dezvoltare a învățământului Profesional șl Tehnic	ESF
OP           Dezvoltarea capacităților administrative	Ministerul Internelor șl Reformei Administrative		ESF
OP Asistență tehnică	Ministerul Economiei șl Finanțelor		ERDF

AUTORITATEA DE ADMINISTRARE A FONDURILOR PENTRU ADERARE

în concordanță cu prevederile Ordinului Consiliului nr. 1164/1994 (prin Prevederea Consiliului European nr. 1264/1999 șl nr. 1265/1999) și cu Ordinul Comisie nr. 1386/2002/ Autoritatea de administrare a fondurilor pentru aderare are următoarele reponsabilități:

•    Să asigure coordonarea generală și administrarea fondului de aderare;

• •    Să asigure folosirea efectivă șl corectă a acestor fonduri și implementarea proiectelor, în conformitate cu obiectivele stabilite prin aceste proiecte și conformarea totală cu cerințele stabilite de Comisia Europeană;

• •    Să asigure îndrumarea adecvată a pregătirii administrării șl controlului sistemelor către Autoritatea de plată, Organismele intermediare și Organismele de implementare;

• •    Să asigure o separare șl definire clară a funcțiilor din structura Implicată în dezvoltarea proiectului finanțat prin Fondul de aderare șl să propună căi de optimizare a Implementării procesului;

• •    Să se asigure că Autoritatea de plată este informată în mod corespunzător asupra procedurilor ce trebuie respectate de organismele intermediare și cele de implementare, cu privire la: verificarea duratei de plată; implementarea proiectului în conformitate cu obiectivele propuse și cu condițiile Impuse; consistența operațiunilor cu regulile specifice UE și menținerea pistei de audit;

• •    Să participa ca observator la planificarea șl implementarea operațiilor de audit, cu scopul de a le maximiza eficiența;

• •    Să se informeze asupra existențelor procedurilor menținerii unei piste de audit suficiente;

• •    Să evalueze strategiile propuse de ministerele adecvate șl a proiectelor ce vor fi finanțate prin Fondul de aderare și să le transmită către Comisia Europeană;

• •    Să asigure monitorizarea proiectelor, prin indicatori financiari șl fizici, cu scopul de a evalua îndeplinirea obiectivelor;

• •    Să elaboreze rapoarte de monitorizare și să ie transmită către Comitetele de Monitorizare pentru cadru suport comunitar și către Comitetul de monitorizare pentru programele operaționale sectoriale pentru transport, energie șl infrastructură de mediu;

• •    Să coordoneze elaborarea Rapoartelor anuale pentru fonduri de aderare și să le transmită către Comisia Europeană;

• •    Să asigure organizarea unul sistem de Informații pentru administrarea tehnică și financiară;

• •    Să asigure informarea publicului și a presei asupra rolului Comisiei Europene în dezvoltarea proiectelor și conștientizarea asupra beneficiilor potențiale ale oportunităților generate de măsurile implementate;

• •    Să asigure președențla și postul de secretar al Comitetului de monitorizare ale fondului de aderare.

Obiective șl priorități ale SOP de mediu

SOP de mediu va finanța în perioada 2007-2013 proiecte de investiții pe următoarele axe prioritare:

Sisteme de apă și apă utilizată

Administrarea integrată a deșeurilor solide

Reabilitarea sistemelor de termoficare municipale

Implementarea administrării adecvate a suprafețelor naturale protejate

Dezvoltarea infrastructurii pentru prevenirea riscurilor din zonele expuse

Asistență tehnică

Toate aceste proiecte pot fi finanțate din Fondul European pentru Dezvoltare Regională (EFDR) din Fondul de aderare.

• 2.6.2    Cadru legal

  MM mut

  
  

  Intwdevelopment

  
  

  FICHTNER

  
  

  RAM B

  
  
  
  

Acest capitol prezintă o vedere de ansamblu asupra cadrului legal precum șl asupra documentelor relevante pentru a obține conformitate între cerințele naționale și comunitare în cazul sectorului termoficăril.

Legislație națională $1 comunitară relevantă sectorului termoficăril

înainte de aderare. România a transpus legislația europeană în materie de mediu în legislația românească șl a început procesul implementării. în tabelul de mai Jos se prezintă transpunerea legislației europene relevante din sectorul termoflcărli în legislația românească:

Tabel nr.l transpunerea legislației europene relevante din domeniul IMA în legislația românească

Directiva EU	Legislația românească
Directiva Consiliului 2001/80/CE asupra limitării emisiilor a anumitor poluanți de către marile uzine de ardere a combustibililor (Directiva LCP).	H.G. nr. 541/2003 asupra limitării de emisii de anumiți poluanți de către marile uzine de ardere a combustibililor, modificată prin H.G. 322/2005 și H.G. 1502/2006. MO nr, 833 din 13 septembrie 2005 pentru aprobarea Programului Național de Reducere a dioxidulul de sulf, oxidului de azot șl a emisiilor de praf rezultate din operarea LCP-urilor
Directiva      Consiliului     2001/81/CE privitoare ta limitele emisiilor naționale pentru anumiți poluanți atmosferici	H.G. nr. 1856/2005 privitoare la limitele emisiilor naționale pentru anumiți poluanți atmosferici
Directiva Consiliului 2003/87/EC ce stabilește un plan pentru stabilirea cotelor de emisii de gaze poluante	H.G. 780/2006 ce stabilește un plan pentru stabilirea cotelor de emisii de gaze poluante.
Directiva Consiliului nr. 93/389/EEC pentru un mecanism comunitar de monitorizare a emisiilor de gaze poluante, amendată prin Directiva nr. 99/296/EEC.	Legea nr. 3/ 2001 ce ratifică PROTOCOLUL DE LA KYOTO LA CONVENTIA-CADRU A NAȚIUNILOR UNITE ASUPRA SCHIMBĂRILOR CLIMATICE, adoptat la Kyoto pe 11 decembrie 1997.
Directiva Consiliului 96/61/EC din 24 septembrie 1996 referitoare la prevenirea șl controlul integrat al poluării.	Ordonanța de Urgență 152/2005 asupra prevenirii și controlului Integrat al poluării modificată și completată de Legea 84/2006
Directiva cadru privind aerul 96/62 șl Directivele de raportare: 1999/30/CE, 2000/69/CE, 2002/3/CE.	Legea nr. 655/2001 aprobarea O.U. nr. 243/2000 asupra protecției atmosferei. M.O. 745/2002 stabilind aglomerările și clasificarea lor șl a zonelor de clasificare privind calitatea aerului în România. H.G. nr. 586/2004 reglementarea Evaluării Naționale și a Sistemului de Administrare Integrat pentru calitatea aerului. H.G. 543/2004 asupra elaborării și implementării planurilor șl programelor pentru administrarea calității aerului. MO 35/2007 asupra aprobării metodologiei pentru elaborarea și implementarea planurilor și programelor pentru administrarea calitîții aerului. MO 592/2002 asupra aprobării normelor de setare a valorilor limită, valorilor de prag șl a criteriilor de apreciere și a metodelor pentru evaluarea emisiilor de dioxid de sulf, dioxld și oxizi de azot, macroparticule (PM10 și PM2.5), plumb, benzeni, monoxid de carbon șl emisii de ozon în

Ml IM

MMM GROUP

	aerul ambiant.
Directiva Consiliului 93/12/EEC privitoare la conținutul de sulf din anumiți carburanți amendată prin Directiva 99/32/EEC.	H.G. 142/2003 privind limitarea conținutului de sulf în anumiți combustibili.
Decizia Consiliului 2003/507/EC asupra aderării Comunității Europene la Protocolul din 1979 al Convenției privind poluarea transfrontiera pe distanțe lungi pentru reducerea acldlfierli, eutrofîzăril șl a nivelului de ozon troposferic	Legea 271/2003 privind ratificarea Protocolul din 1979 al Convenției privind poluarea transfrontieră pe distanțe lungi pentru reducerea acidifierii, eutrofîzării și a nivelului de ozon troposferic întocmită la Geneva, 13 noiembrie, 1979, adoptată în Aarhus, 24 iunie, 1998 și la Gottenborg, 1 decembrie 1999.
Decizia Comisiei 2000/479 din 17 Iulie 2000 asupra implementării Registrului european al emisiilor poluante (EPER), potrivit Articolului 15 din Directiva Consililulul 96/61/EC în legătură cu prevenirea și controlul integrat al poluării.	Ordinul 1144/2002 pentru formarea Registrului de emisii poluante cauzate de activitățile prevăzute în articolul 3, litera (g) și (h) din O.U. 34/2002 privitoare la prevenirea și controlul integrat al poluării.
Document de îndrumare pentru Implementarea EPER	Ordinul Ministerial 1440/2003 privind aprobarea Ghidul Național de realizare a Registrului de emisii poluante.
Regulamentul(EC) nr. 166/2006 al Parlamentului European și a Consiliului din 18 ianuarie 2006 privitoare la stabilirea unui Registru de Emisii Poluante și Transfer ce amendează Directiva Consiliului 91/689/EEC și 96/61/EC.	A fost elaborata o schiță de H.G./M.b. ce este supusă procedurii de aprobare.

H.G. nr 541/2003 privitoare la limitarea de emisii de anumiți poluanți de către marile uzine de ardere a combustibililor, modificată prin H.G. 322/2005 și H.G. 1502/2006, stabilește valori limită ale emisiilor pentru dioxid de sulf, oxid de azot șl emisii de praf rezultate din operarea LCP-urllor în funcție de tipurile diferite de combustibili (a se vedea Anexa 1). Conformarea cu valorile limită ale emisiilor din Directiva LCP ar trebui să fie privită ca și o necesitate, dar nu este suficientă pentru conformarea cu cerințele Directivei 96/61/EC referitor la folosirea tehnologiei cele mal adecvate. Asemenea conformări pot presupune valori limită ale emisiilor (ELV) mai stringente pentru alte substanțe, și alte condiții. Ca urmare, în momentul emiterii unei autorizații de mediu, autoritățile de protecție a mediului competente pot să stabilească condiții și mai restrictive pentru emisii luând în considerare condițiile de mediu locale.

Tratatul de aderare semnat la data de 25 aprilie 2005 Include angajamentul României de a implementa acquis-ul comunitar șl stipulează perioade de tranziții acordate pentru implementarea prevederilor de

mediu. Perioadele de tranziție acordate pentru implementarea Directivei LCP 2001/80/CE sunt prezentate în Anexa 2.6.2-2.

Ordinul Ministerial 592/2002 referitor la reglementarea stabilirii valorilor limită, valorilor prag și a criteriilor și metodelor de evaluare ale emisiilor de dioxld de sulf, dioxizi șl oxizi de azot, macropartlcule (PM10 și PM2,5), plumb, benzeni, monoxid de carbon și emisii de ozon în mediul ambiant, stabilește valorile limită, valorile marginale, toleranțele șl termenele finale pentru poluanții menționați mai sus (a se vedea Anexa 2.6.2-3).

Șapte Ordine Ministeriale au fost emise în 2007 (O.M. Nr. 346-352) asupra aprobării listei ce include calitatea aerului ambiant în localitățile de aparțin regiunilor 1-7, în conformitate cu prevederile O.M. 745/2002.

Legea nr. 458/2002 transpune Directiva Apei de Băut 98/83/EC în legătură cu calitatea apei de băut pentru consum uman și reglementează calitatea apei de băut, având ca obiectiv protejarea sănătății umane împotriva efectelor consumului apei de băut contaminate prin asigurarea calității apei.

H.G. 351/2005 aprobă programul pentru eliminarea progresivă a deversărilor, emisiilor și pierderilor de substanțe periculoase.

H.G. 352/2005 referitoare la aprobarea normelor pentru deversarea apelor menajere, asigură valori limită ale poluanților casnici și industriali deversați în reciplenți naturali și în rețelele de canalizare.

Ordinul nr. 756/1997 referitor la aprobarea reglementării evaluării poluării mediului, stabilește proceduri tehnice și norme pentru Identificarea pagubelor cu scopul de a identifica responsabilii precum și pentru remedierea lor.

LCP-urlle sun de asemenea subiectul Directivei 96/61/EC (Directiva IPPC). Valorile limită ale emisiilor precum șl parametrii echivalenți șl măsurile tehnice ce vor fi Incluse în permisul de mediu integrat, emis pentru acest gen de Instalații, va fi bazat pe BAT, fără Indicarea vreunei tehnici sau tehnologii anume, dar luând în considerare caracteristicile tehnice ale instalației în cauză, locația geografică precum și condițiile locale de mediu. în mod obligatoriu, permisul va conține prevederi asupra reducerii poluării transfrontaliere sau pe distanțe lungi și va asigura un nivel ridicat de protecție pentru mediu înconjurător per ansamblu.

Directiva EU 1999/31/EC asupra depozitelor de deșeuri este transpusă în legislația românească prin H.G. 349/2005 care include o programare a închiderii depozitelor existente de deșeuri lichide industriale nepericuloase. Acest tabel este inclus în Anexa 2,6.2-4.

Document de referință asupra celei mai disponibile tehnici

Există un Document de Referință asupra celei mal bune tehnici disponibile pentru LCP-uri. Acest document acoperă, în general, instalațiile de ardere a combustibilului cu o rată termica mai mare de 50 MW. Informațiile oferite de document sunt Intenționate pentru a folosi la determinarea BAT în situații specifice. Când se determină BAT și condițiile de acordare a permisului de mediu pe considerente BAT, trebuie luat luat în considerare o protecție ridicată a mediului înconjurător per ansamblu, scoțând în evidență reducerea emisiilor poluante în aerul ambiant. Ar trebui accentuat, faptul că acest document nu stabilește valorile limită ale emisiilor. Determinarea condițiilor propice de acordare a permisului va presupune luarea în considerare a factorilor locali, specifici locației, precum și caracteristicile tehnice ale instalației în cauză, locația geografică precum și condițiile locale de mediu.

Alte acte legale ale UE care trebuie luate în considerare

Protocolul de la Gotteborg axat pe reducerea acidifierii, eutrofizăril și a nivelului de ozon troposferic, este un pas mare înspre dezvoltării controlului internațional asupra poluării. România este una din cele 16 țări semnatare ale protocolului, ratificat prin Legea nr. 271/2003. Are rolul de a controla mai mulțl poluanți și efectele lor printr-un singur document. Protocolul stabilește ținte noi pentru reducerea emisiilor de dloxld de sulf, oxid de azot și compuși organici volubili (VOC).

Protocolul mai stabilește valori limită pentru sursele de emisii poluante (instalații de ardere a combustibilului, producția de energie electrică, mașini și autocamioane) și prevede BAT pentru menținerea la nivel scăzut a emisiilor.

Pericolele mediului înconjurător nu respectă frontierele de stat, Guvernele au înțeles că pentru a preveni aceste pericole trebuie să se consulte și să se anunțe între ei asupra tuturor proiectelor majore care ar putea avea efecte adverse peste graniță. Convenția de la Espoo este un pas Important în apropierea factorilor de decizie pentru a preveni dezastrele ecologice înainte de a se produce. Convenția a Intrat în vigoare în 1997 șl România a retiflcat tratatul prin Legea nr. 22/2001. Convenția de la Espoo (EIA) stabilește obligația de a evalua impactul ecologic al anumitor activități încă dintr-o fază incipientă. De asemenea prevede obligația statelor de a se notifica șl de a se consulta asupra tuturor proiectelor majore sub aspectul posibilității existenței unui impact ecologic transfrontalier.

Cadru legal pentru sistemul de termoficare

Termoflcare șl energie

Principalul act care reglementează situația în sectoarele termoficării și ai energiei este Legea nr. 13/2007 (Legea energiei electrice)- stabilind cadrul de reglementare pentru activitățile din domeniul energiei electrice șl a termoficării produse prin cogenerație. Legea nr. 13/2007 abrogă șl înlocuiește Legea nr, 318/2003. Legea transpune Directiva 2003/54/EC privitoare la reguli comune pentru piața internă a energiei electrice șl abrogă Directiva 96/92/EC și prevederile Articolului 4 partea 3 a Directivei 2004/8/EC asupra promovării co-generării bazate pe necesarul de căldură pe piața internă.

Legea 325/2006 pentru serviciul public de furnizare a căldurii reglementează activități specifice furnizării de căldură șl apă caldă, mai ales pentru producția, transportul, distribuția și furnizarea de căldură în sisteme de termoflcare eficiente și la standarde înalte de calitate, cu scopul de a asigura folosirea optimă a resurselor energetice și de a îndeplini cerințele din domeniului mediului.

Legea 51/2006 pentru serviciile comunitare de utilități publice, modificată și completată prin O.U. 13/2008 stabilește cadrul Instituțional și unitățile legale precum și obiective specifice, competențe, roluri și Instrumente pentru stabilirea, organizarea, administrarea, finanțarea, monitorizarea șl controlarea serviciilor comunitare de utilități publice, inclusiv serviciul public de furnizare a căldurii.

Ordinul ANSRC 91/2007 aprobă cadrul prin care se reglementează serviciile de furnizare a apel calde operând conform Legii 325/2006 și a Legii 51/2006.

GD 219/2007 regardlng promotion of cogeneratlon based on actual heat demand establishes the legal framework for promoting and developing highly efficlent cogeneratlon for heat and electriclty production, based on actual heat demand and on reduction of fuel consumption, in order to Increase the energy efflciency and improve the energy supply security taking Into account Romanla's specific economic and climate conditions.

Legea 199/2000, modificată §1 completată de Legea 56/2006 stabilește cadrul legal pentru elaborarea și aplicarea politicii naționale de folosire eficientă a energiei,

Legea 3/2001 ratifică Protocolul de la Kyoto și stipulează angajamentul României de a-și reduce emisiile de gaze poluante în perioada 2008-2012 cu o cantitate echivalentă cu 8% comparativ cu nivelul de gaze de seră emise înainte de 1989.

O.U. 174/2002 aprobată prin Legea 211/2003 stabilește măsuri speciale pentru reabilitarea termică a clădirilor supraetajate.

H.G. 443/2003 amendată prin H.G. 958/2005 transpune Directiva 2001/77/CE privitor la promovarea producerii de energie electrică din resurse regenerabile.

Directiva 2006/32/CE privitoare la eficiența energetică la consumatorii finali șl a serviciilor energetice, care va fi transpusă în legislația românească în anul 2008, stipulează, conform articolului 14(2), faptul că statele membre se angajează să reducă consumul de energie cu minim 9% între 2008-2012 comparativ cu consumul mediu din perioada 2001-2005.

Legea 230/2007 reglementează aspectele juridice, economice șl tehnice referitoare la stabilirea, organizarea și funcționarea asociațiilor de proprietari precum și folosirea și administrarea clădirilor având cel puțin 3 proprietari persoană fizică sau juridică, inclusiv spațiile cu altă destinație decât de locuit.

• 2.6.3    Instituțiile de mediu

Operarea sistemului de termoficare are un impact semnificativ asupra mediului și posibil asupra sănătății umane, în special în zone identificate cu probleme. Mai jos sunt prezentate instituțiile principale care au responsabilitatea de a aplica politicile și strategiile guvernului român privitoare la îmbunătățirea mediului înconjurător și a sănătății umane, precum și competențele în legătură cu sistemele de termoficare.

• a.    La nivel central

H.G. nr. 368/2007 stabilește responsabilități pentru MESD precum șl pentru alte Instituții din subordine, autoritate sau coordonare, pentru promovarea politicilor de mediu, ape șl sectoare ale dezvoltării durabile.

MESD asigură coordonarea inter.ministerfală a procesului elaborării șl implementării a Strategiei Naționale pentru Dezvoltare Durabilă și coordonează activitatea în Integrarea cerințelor de mediu în politica altor sectoare, în concordanță cu cerințele europene șl standardele internaționale.

în cadrul Ministerului, Directoratul General pentru Administrarea Instrumentelor Structurale are rolul de a administra Autoritatea în cadrul Programului Operațional pe Sector (SOP) pentru mediu. Această autoritate coordonează din punct de vedere metodologic Organismele Intermediare pentru SOP de mediu, organizat la nivel regional în 8 regiuni de dezvoltare

în subordinea MESD au fost formate unități de administrare șl unități de implementare a proiectelor cu scopul de a asigura administrarea adecvată a proiectelor finanțate din surse externe.

Cu scopul de a-și îndeplini obiectivele, MESD este de asemenea coordonatorul concesiilor alocate României de către UE pentru sectorul de mediu.

Ca și un organism central de administrație publică, MESD îndeplinește multe funcții specifice precum elaborarea, actualizarea și implementarea strategiilor și programelor naționale în domeniul protecției mediului și în domeniul administrării apelor inclusiv:

Strategia Națională și Planul de Acțiune pentru Protecția Aerului

Strategia Națională și Planul de Acțiune pentru Schimbările Climatice

Strategia Națională și Planul de Acțiune pentru Administrarea Deșeurilor

Planul Național pentru Reducerea Progresivă a Emisiilor de SO2, NO(x), VOC și NH3

Pianul Național pentru Reducerea Emisiilor de SO2, NO(x) șl a emisiilor de praf provenite de la LCP

SOp-ul de mediu

MESD coordonează și monitorizează implementarea procesului de alocare a cotelor de emisii de gaze poluante.

Potrivit prevederilor Planului de Implementare a Directivei IPPC, MESD are următoarele responsabilități specifice:

• •    Coordonarea procedurii de acordare a permisului de mediu integrat pentru actlvltățile/instala-iile cu Impact transfrontalier, potrivit Ordinului Ministerial (O.M.) 860/2002 și O.M. 818/2003, completat șl modificat prin O.M. 1158/2005;

• •    Coordonarea procedurii de acordare a permisului/licenței de mediu integrat;

• •    Să conducă centrul de Informații și documentare BREF/schimbu! de informații și comunicări BAT cu Centrul European IPPC (EIPPC0= și cu Forumul de Informare (IEF);

• •    Să coordoneze sistemul de monitorizare și control pentru conformare cu condițiile permisului integrat și a administrării impactului transfrontalier;

• •    Să coordoneze perticiparea publică în activitățile sectorului de control și evaluare a riscului în cazul poluării industriale, în context transfrontalier.

Conform prevederilor H.G. nr 459/2005, Agenția Națională pentru Protecția Mediului (ANPM) este un organism specializat al administrației publice centrale cu statut legal, aflat în subordinea MESD, care are competențe de implementare a politicilor și legislației de mediu. ANPM exercită, conform legii, atribuții asupra planurilor strategice, permiterea activităților cu impact ecologic. Implementarea politicilor și legislației de mediu stabilite de MESD la un nivel național, regional șl local, prin reglementarea organizării șl a operațiilor.

ANPM are următoarele responsabilități:

• •    Coordonarea activităților pentru implementarea strategiilor și politicilor la nivel național, regional și focal;

• •    Să fie autoritatea competentă în aprobarea activităților cu Impact asupra mediului;

• •    Să monitorizeze statutul implementărilor angajamentelor asumate de România în cadrul planurilor de implementare negociate cu EC în perioada de aderare;

• •    Să coordoneze activitățile specifice din domeniile incluse în Capitolul 22 al Documentului de Poziție;

• •    Să realizeze/actuallzeze lista Instalațiilor/activităților la nivel național șl să coordoneze procesul de inventariere la nivel local și regionai.

Garda Națională de Mediu (GNM)

Potrivit H,G. 1224/2007 pentru organizarea și funcționarea GNM, această instituție este un organism de control specializat și inspecție, asigurând Implementarea efectivă, uniformă și Integrată a politicii guvernamentale raportată la cerințele UE în materie de mediu.

GNM are competențe de a impune politica guvernamentală, de a preveni, stabili șl aplica penalizări legale pentru încălcarea prevederilor legale referitoare la protecția mediului, fonduri guvernamentale și alte sectoare incluse în legislația specifică în vigoare.

în domeniul protecției mediului (după art. 12 din H.G. 1224/2007) GNM are un număr de responsabilități, dintre care următoarele sunt relevante pentru proiect:

Verificarea conformării operatorilor cu legislația în domeniu, inclusiv măsurile de protecție a mediului stabilite în conformitate cu programele de conformare și planurile de acțiune;

Verificarea conformării cu procedurile legale pentru acordarea autorlzașiei de mediu;

Să aplice penalizările legale pentru încălcări ale prevederilor legale, inclusiv suspendarea anumitor activități pe anumite perioade de timp când concentrația maximă de poluanți este depășită;

Să verifice conformarea cu prevederile din domeniul administrării deșeurilor.

Comisariatul General reprezintă departamentul central al GNM șl coordonează în mod direct activitatea comisariatelor din cele 41 de județe, Comisariatul Bucureștiului și a Comisariatului Rezervației Biosferei Deltei Dunării

Administrația Națională Apele Romane (ANAR)

Administrația Națională Apele Romane (ANAR) este sub autoritatea MESD.

ANAR este o entitate economică pentru ramura serviciilor legate de apă aflată sub coordonarea MESD, având sediul central în București și filiale teritoriale localizate în cele 11 bazine de râuri. ANAR este de o importanță majoră pentru autorizația de mediu integrată, datorită competențelor multilaterale de a efectua controale regulate referitoare la furniazrea de apă și la deversarea apelor utilizate.

• b)    La nivel regional

Agențiile Regionale de Protecție a Mediului (ARPM)

Conform articolului 10 din H.G. nr. 459/2005, 8 ARPM-uri îndeplinesc la nivel regional sarcinile ANPM, implementarea strategiilor, politicilor, legislației și reglementărilor de mediu, pune în vigoare șl coordonează elaborarea planurilor de acțiune ecologice la nivel regional. ARPM-urile acordă autorizațiile de mediu, conform criteriilor stabilite de ANPM.

Câteva responsabilități ale ARPM, relevante proiectului de față sunt:

• •    îndeplinirea/coordonarea procesului de acordare a autorizației de mediu la nivel regional șl local pentru activități cu impact asupra mediului conform prevederilor stabilite și legislației în vigoare;

• *    Coordonează realizările planurilor de acțiune la nivel regional în sectorul de mediu;

• •    Monitorizează starea de conformare a angajamentelor României la nivel regional în domeniu! protecției mediului, după cum s-au negociat acestea cu UE în timpul perioadei de aderare;

• •    Actualizează în cooperare cu GNM și alte autorități publice, Integrarea planurilor regionale de mediu în alte planuri regionale;

• •    Participă la elaborarea șl monitorizarea planurilor de dezvoltare regională;

• •    Efectuează/actualizează lista de Instalații/activltățl la nivel regional și coordonează acest proces la nivel local;

• •    Primește, evaluează documentația necesară pentru autorizațiile de mediu integrate șl administrează procedura de emitere a autorizațiilor de mediu integrate pentru proiecte șl activități specifice IPPc, conform H.G. 860/2002 și H.G. 919/2003 completată șl modificată de H.G. 1158/2005;

MMM

• •    Stabilește programul anual de control al prevederilor stabilite în autorizația de mediu Integrată, în colaborare cu Agențiile locale de protecție a mediului (ALPM) șl cu comisariatele regionale ale GNM;

•    Asigură monitorizarea activităților conform cu articolul 13 și 14 a Directivei 96/61/EC;

• •    Redactează și emite rapoartele de emisii poluante la nivel regional (EPER),

Organisme intermediare

Luând în considerare prevederile H.G 369/2007 și H.G. 457/2008 asupra stabilirii cadrului Instituțional pentru coordonare, implementarea și administrarea instrumentelor structurale, Organismele Intermediare au fost formate pentru SOP de Mediu. Aceste departamente sunt sub coordonarea directă a autorităților de mediu publice centrale. Organismele intermediare pentru SOP de mediu au următoarele responsabilități, delegate de Autoritatea de Administrare a SOP ENV (MESD) prlntr-un agrement corespunzător:

• a)    Să identifice prioritățile regionale pentru SOP ENV, pe baza strategiilor regionale;

• b)    Să organizeze, la nivel regional, promovarea activităților pentru SOP ENV și să se implice în proiectarea și implementarea Planului de raport pentru SOP ENV;

• c)    Să promoveze parteneriatul la nivel local;

• d)    Să evalueze în mod formal aplicațiile;

• e)    Să sorijine beneficiarii cu proceduri SOP aplicate în timpul stagiilor de programare și implementare;

• f)    Să monitorizeze servlcli/lucrări de intermediere în cadrul SOP ENV;

• g)    Să adune date pentru monitorizarea și evaluarea progresului programului;

• h)    Să pregătească documente suport pentru rapoartele anuale șl finale ale SOP ENV;

I) Să monitorizeze proiectele sub SOP, verificare la fața locului, controlul cheltuielilor;

• j)    Să asigure suportul pentru evaluarea Instituțională a beneficiarului;

• k)    Să confirme exactitatea cerințelor de plată, a progresului implementării procesului, a plăților, a certificatelor de lucrări finalizate, etc.;

• I)    Sa Identifice și să raporteze posibile neregularități la nivel regional către MA;

• m)    Să asigure conștientizarea acțiunilor promovate la nivel regional; răspândirea informației referitoare la oportunitățile financiare din cadrul SOP ENV

• c) La nivel local

Agențiile Locale de Protecția Mediului (ALPM)

Conform prevederilor H.G. nr. 459/2005 agențiile locale de protecția mediului sunt situate în fiecare județ (41) plus București. Aceste instituții îndeplinesc la nivel local responsabilitățile autorităților regionale de protecția mediului subordonate ANPM.

ALPM-URILE acționează în zona proprie de responsabilitate pentru protecția și îmbunătățirea mediului șl a calității vieții, Implementând prevederile convențiilor șl agrementelor internaționale semnate de România. Acțiunile ALPM sunt bazate pe îndeplinirea obiectivelor dezvoltării programelor și planurilor.

• 2.6.4.L. Compania locală de termoflcare

Statutul legal al operatorului

SC CET SA Bacău este o societate comercială înregistrată la Camera de Comerț șl Industrie cu numărul J04/320/2002 și funcționează în baza legislației în vigoare și a documentelor de înregistrare aprobate.

SC CET SA Bacău răspunde de operarea instalației de producere combinată a energiei electrice șl termice, transferată din competența Companiei Naționale SC Termoelectrica SA București către Consiliul Local Bacău, în baza H.G. 104/7.02.2002.

în baza licenței nr. 651/24.02.2005, Autoritatea Națională de Reglementare Energetică (ANRE) a dat SC CET SA Bacău dreptul de a folosi rețeaua de distribuție a sistemului de termoficare pentru scopuri comerciale. în prezent, SC CET SA Bacău este operatorul întregului sistem de termoficare din Bacău-producție, transport și distribuție.

Orașul Bacău este singurul proprietar al întregului sistem de temoficare până la limita exterioară a clădirilor.

Numele întreg al companiei de termoficare	Societatea de termoficare SC CET SA Bacău
Scopul principal al societății	Producția, transportul, distribuția și furnizarea de căldură pentru Bacău
Activități secundare	Producția Di furnizarea de energie electrică
Structura legală	Companie publică cu capital social
Proprietar	Acționar unic municipalitatea Bacău
Nr. de înregistrare în Registrul Comerțului	J04/320/2002
Cod Unic de înregistrare (CUI)	R14639374
Adresa	Str, Chimiei no 6, Bacău, județul Bacău

Llcențe/permfse

Societatea deține următoarele licențe și permise:

Llcență/permls	Autoritate emitentă	Nr, De referință	Validitate
Operarea cu obiectivul -Societatea de termoficare SC CET SA Bacău	ANRE	Autorizația       nr. 141/12.03.2003	30 ani
Operarea cu obiectivul -stația de termoficare - CAF Bacău	ANRE	Autorizația       nr. 142/12.03.2003	IO ani
Operarea cu obiectivul -rețeaua de transport a energiei     termice     a municipiului Bacău	ANRE	Autorizația       nr. 143/12.03.2003	30 ani
Operarea             sub reglementările din domeniul protecției muncii	ITM (Inspectoratul Teritorial al Muncii)	Autorizația       nr. 2956/20.12.2002	Până        la schimbarea condițiilor de emitere
Producția de energie termică	ANRE	Licență pentru producția de căldură Nr. 506/31.07.2002	25 ani
Producția de energie electrică	ANRE	Licență      pentru producCia       de energie electrică Nr. 505/31.07.2002	25 ani

MMM GROUF

Furnizare de energie electrică	ĂNRE	Licență      pentru furnizarea       de energie electrică Nr. 650/24,02.2005	8 an!
Transport, distribuție și furnizare de energie termică în sisteme centralizate fără cogenerație	ANRSC	Licență      pentru furnizarea        și distribuția        de căldură          Nr. 0182/21.04.2008	5 ani
Permis de Mediu Integrat	REPA Bacău	Autorizație       de mediu          Nr. 33/27.10.2006 pentru CET II Bacău	30.12.2012
Permis de Mediu Integrat	REPA Bacău	Autorizație       de mediu          Nr. 34/06.11.2004 pentru CET I Bacău	Reînnoită pe 29.10.2007. Valabilă până la 28.10.2017.
Permis de mediu pentru Grupul de Turbine pe Gaz	REPA Bacău	Autorizație       Nr. 3/03.01.2008	S ani
Elaborarea          balanței complexe de energie - clasa C (autorizație pentru auditorul de energie)	ARCE (Agenția Română de Conservare a Energiei)	Autorizație      Nr. 3/23.08.2004, reînnoită în 2008	1 an

• 2.6.4.2 . Caracteristicile principale ale societății de termoficare

Istoria societății locale de termoficare SC CET SA Bacău începe în 1984 când s-a lansat proiectul _ffCET Bacău pe bază de lignit". în 1989 începe construcția conductelor principale pentru sistemul de termoficare, iar în 1990 s-a început legarea substațiilor de rețeaua primară. Pe 31 decembrie 1997 primul grup de generare a energiei de 50 MW, din cadrul proiectului „CET Bacău pe bază de lignit" a fost conectat la Rețeaua Națională iar în 1998 au intrat în funcțiune și sistemul de termoficare.

în iunie 2002 instalația de producție a energiei electrice și termice a fost transferată din patrimoniul SC Termoelectrica SA București către Consiliul Local Bacău prin H.G. Nr, 104/ 07.02.2002.

în prezent SC CET SA Bacău răspunde, în baza unul contract de concesiune, de operarea instalației de producție combinată a energiei electrice și termice precum și de rețeaua de distribuție și transport, Inclusiv 57 de substații..

în 2003, 11 instalații cu cazane au fost transferate de la SC TERM0LOC SA către SC CET SA Bacău și conectate la sistemul de termoficare. în 2004 același lucru s-a realizat șl pentru alte 5 instalații.

începând cu 01.08.2005, încă 20 de instalații locale cu cazane au fost transferate de la SC TERMOLOC SA către SC CET SA Bacău. în prezent, SC CET SA Bacău este singurul furnizor de servicii de termoficare din Bacău.

Activitățile principale ale SC CET SA Bacău, conform legislației în vigoare, sunt:

Producția, transportul șl distribuția energiei termice - EA 4030 (cod CAEN);

Producția de abur și apă caldă - EA 4031 (cod CAEN);

Transportul și distribuția de abur și apă caldă - EA 4032 (cod CAEN);

Producția de energie electrică - EA 4011 (cod CAEN)

Transportul de energie electrică - EA 4012 (cod CAEN)

Distribuția de energie electrică - EA 4013 (cod CAEN)

Elaborarea balanței energetice complexe - EA 7430 (cod CAEN)

• 2.6.4.3    Contractul de concesiune nr. 2092/01.09.2006

Municipalitatea Bacău a delegat administrarea serviciului public de termoficare către SC CET SA Bacău în baza Legii nr. 219/1998 privitoare la concesionare șl pe baza Deciziei Consiliului Local Bacău nr.

113/31.05.2006 prin care se aprobă concesionarea. Contractul de concesionare a fost modificat prin Actul Adițional nr. 1/2008, pe baza O.U. 34/2006, H.G. 71/2007, Legii nr. 325/2006 și a Deciziei Consiliului Local Bacău nr. 287/31.10.2006. Contractul de concesiune a avut următoarele articole (sumar):

• •    Durata contractului 25 ani;

• •    Contractul de concesiune poate fi schimbat prin acordul ambelor părți, cu excepția motivelor ce țin de interesul local sau național;

• •    Municipalitatea are dreptul de a contracta șl de a garanta împrumuturi pentru finanțarea programelor de Investiții privitoare la infrastructura sistemului de termoficare pe domeniul public;

• •    Toate bunurile și serviciile procurate de concesionar folosind fonduri de la bugetul local sau de stat vor deveni proprietate publică a municipalității; societatea este obligată să organizeze proceduri de procurare a acestor bunuri după rigorile legii;

• •    in baza Actului Adițional nr. 1/2008 la Contractul de Concesiune 2092/ 2006, municipalitatea a acceptat să primească o redevență de 3.000.000 lei cu scopul de a susține mentenanța și reparațiile rețelei de transport și distribuție aparținând de proprietatea publică. Redevență va crește anual cu indicele de creștere stabilit de Consiliul Local Bacău;

• •    Municipalitatea are dreptul de a monitoriza activitatea și serviciile oferite de concesionar;

• •    Concesionarul are dreptul de a opera pe riscul propriu toate bunurile, activitățile și serviciile menționate în Contractul de Concesiune;

• •    Concesionarul are dreptul de a factura clienților serviciile oferite;

• •    Concesionarul poate propune creșterea tarifelor pe baza unei analize economice; o asemenea creștere este supusă aprobării de către municipalitate.

• 2.6.4.4    Administrarea și structura organizațlonafă

• 2.6.4.4 -1. CET Bacău

• A.    MANAGEMENTUL STRATEGIC

Viziune și misiune

Misiunea societății este de a oferii clienților servicii și produse de calitate, asigurând siguranța și continuitatea,

întreaga activitate se bazează pe următoarele principii:

• •    De a promova cele mai bune tehnologii și practici manageriale pentru îmbunătățirea continuă a calității serviciilor și produselor, creșterea cotei de piață și a satisfacției clientului, modernizarea infrastructurii, asigurând o performanță ridicată în protecția mediului prin implementarea unui sistem de management al siguranței sănătății și a siguranței;

• •    De a îmbunătăți eficiența și eficacitatea operațiunilor; de a dezvolta o relație deschisă și de încredere cu partenerii de afaceri privind calitatea serviciilor, protecția mediului și siguranța șl sănătatea.

Obiectivele companiei sunt:

• •    Restructurarea pieței de energie termică prin transferul clienților deserviți de instalații locale către sistemul de termoficare, unde energia termică este produsă combinat;

• •    Reducerea la minim a consumului de combustibili prin furnizarea soluțiilor de izolare termică a clădirilor, contorizare individuală, reducerea pierderilor din rețeaua de distribuție și transport, automatizarea și monitorizarea întregului sistem.

• •    Creșterea cotei de piață prin o politică a prețului corespunzătoare, prin creșterea satisfacției clientului și creșterea ratei reconectărll la sistem.

Societatea SC CET SA Bacău funcționează în cadrul Sistemului Integrat de Management al Siguranței șl Sănătății - Mediu - Calitate, în baza certificatelor acordate de Societatea Română de Asigurare a Calității (SRAC) pentru următoarele activități:

"Producția de abur și apă caldă, transport șl distribuție de abur și apă caldă; producția și distribuția de energie electrică."

Certificate de înregistrare nr.:

• •    3312/21.11.2005 (ISO 9001: 2000) pentru sistemul de calitate;

• •    477/21.11.2006 (ISO 14001: 2004) pentru sistemul de management al mediului;

• •    118/21.11.2005 (OHSAS 18001: 1999) pentru sistemul de siguranță și sănătate.

• B.    STRUCTURA ORGANIZAȚIONALĂ

Structura organizațlonală este prezentată în Anexa 2.6.4-1.

Structura organizațlonală actuală este disponibilă din 15 ianuarie 2008, pe baza deciziei nr. 267/09.01.2008 a Adunării Generale și pe baza drepturilor oferite de Legea 31/1990 și de către Actul Constitutiv.

Structura este bine definită, existând o clară separație a „nucleului de afaceri" a societății: I) producția; ii) furnizarea șl iii) distribuția termoficării; structura este funcțională, cu o complexitate orizontală șl verticală medie.

Structura este de asemena bine precizată în Regulamentul de funcționare (ultima versiune din 2007), unde se alocă sarcini și responsabilități clare pentru flecare unitate.

Ca șî la o organizație eficientă și ambițioasă, preocupările de Mediu, Calitate, Siguranță șl Sănătate sunt reprezentate la nivel departamental, subliniind importanța pe care societatea o acordă acestor activități cheie. în același timp, un indicator pozitiv este existența unul Departament de Strategii, Programe și Conservare a Energiei, arătând preocuparea permanentă a societății de identificare a măsurilor de adaptare la piață și la nevoile consumatorului.

Există câteva slăbiciuni care reduc eficacitatea actualei structuri organlzațlonale: Administrarea Relațiilor cu Clienții nu este identificat clar în cadrul organizației; există două unități care răspund de comunicațiile cu mediul extern: departamentul comercial, care se ocupă cu clienții și oficiul de relații publice, sub competența departamentului de Resurse Umane, care se ocupă cu problemele legale, plângeri, mass-media.

Se recomandă formarea unul sistem unic de relații cu clienții, care ar trebui implementat în cadrul societății și care ar trebui să aibă ca principale responsabilități relațiile cu publicul și alți acționari (autoritățile locale, instituții publice, consumatori casnici, cliențl industriali etc); departament aflat în subordlnea Directorului General.

Pentru promovarea strategiei de recuperare a cliențllor care s-au deconectat de la sistem este necesară îmbunătățirea activității de marketing; în același timp, în baza SOP de mediu și a recomandărilor UE de implementare a unor programe de investiții finanțate parțial de UE (Fonduri de Aderare), este Important să existe o sarcină viitoare informare publică asupra acestor programe de investiții; acest tip de activități ar trebui dezvoltat în cadrul societății pentru a răspunde acestor cerințe.

Structura organizațlonală conține un departament pentru Strategii, Programe și Conservare a Energiei precum șl un departament de Investițil/Dezvoltare; competențele și experiența personalului trebuie evaluată pentru a putea forma Unitatea de Implementare a Programelor (UIP), care are un rol major în implementarea proiectelor de finanțare europeană.

Analiza Instituțională realizată ca o parte a Aplicației CF, va Identifica mai în detaliu schimbările ce ar trebui implementate.

Ca șl concluzie, este important de menționat faptul că SC CET SA Bacău are resursele șl calificările necesare pentru creșterea efectivă și eficientă a calității serviciilor oferite.

• C.    Responsabilități cheie în cadrul Adunării Generale și a Consiliului de Administrație

SC CET SA Bacău este un organism Juridic care acționează pe piață ca șl o societate comercială aparținând de Consiliul Local Bacău. Membrii Adunării Generale a Acționarilor sunt nominalizați de Consiliul Local Bacău.

Adunarea Generală decide întreaga activitate și politica economică a societății; determină strategia globală pentru dezvoltare, modernizare §1 restructurare financiar-economlcă a societății șl numește Consiliul de Administrație șl Directorul General.

Consiliul de Administrație include șapte membrii, numiți pe maxim patru ani de Adunarea Generală. Președintele Consiliului de Administrație numit de Adunarea Generală este de asemenea și Director General.

Rolul major al Consiliului de Administrație este de a stabili și de a aproba structura organizațională și regulamentele de funcționare internă al societății. în plus, Consiliul de Administrație are următoarele competențe:

• •   De a aproba delegarea de competențe către Directorul General;

• *   De a aproba contracte de comerț complexe, de a negocia contractele de muncă cu sindicatul;

• •    De a stabili strategiile și politicile de marketing;

• •    De a stabili drepturi și responsabilități personalului pe baza structurii organizaționale.

• D.    Echipa managerială de vârf

Echipa managerială are o experiență bună de conducere. în următorul tabel se prezintă distribuția responsabilităților:

Poziția de conducere	Responsabilități
Director General	Președintele Consiliului de Administrație, responsabil de întreaga activitate a societății. Responsabil direct de: •   Departamentul Legislativ                         1 •  Departamentul de Resurse Umane •    Controlul Financiar Intern;    Oficiul de relații și comunicații •    Protecția Mediului •    Calitate •    Prevenirea incendiilor și sltuaaiile de urgenoă
Director Tehnic	Responsabil cu producția de energie, operarea substațiilor și a furnizării de căldură, mentenanța rețelei de transport și distribuție precum șl siguranța Instalațiilor (ISCIR)
1 Director de Calitate -B Mediu - Siguranță	Responsabil cu implementarea șl monitorizarea sistemul de management al Calității - Mediului -Siguranței, regulamente și licențe, laboratoare (analiza combustibilului șl metrologia).
I Directorul de Marketing	Responsabil cu relațiile cu clienții, achiziții publice, furnizări, transport.                                       I

Responsabil cu operațiile financiare și contabile, administrarea bunurilor, bugete, costuri, tarife, recuperarea datoriilor.

Una dintre principalele oportunități pentru echipa administrativă este larga experiență a acționarului, Consiliul Local Bacău, care administrează în prezent proiecte de o valoare totala de 84 milioane Euro, trei dintre ele fiind cofinanțate de EU - ISPA, BRDE, PHARE CES 2004 - 2006.

Delegarea responsabilităților în cadrul echipei de management este analizată mai jos:

- Directorul Tehnic are în subordinea sa principalele procese ale „nucleului afacerilor"; datorită complexității acestui departament este foarte importantă evaluarea delegării responsabilităților către subordonați în cadrul Analizei Instituționale. Doar o clară definire a competențelor și a responsabilităților poate asigura o administrare eficientă a acestei părți foarte complexe din cadrul societății.

- Este importantă clarificarea rolului și a responsabilităților nou-propusulul departament de Management al Relațiilor cu Clienți!; relațiile cu publicul și cu cllențil ar trebui să fie sub coordonarea unul singur departament. Societatea trebuie să stabilească responsabilități referitor la activitatea de marketing; de a defini acțiunile principale, analiza potențialului pieței și în principal atragerea de noi clienți (Inclusiv a foștilor clienți ce s-au deconectat de la sistemul de termoficare).

- Directorul Economic trebuie să traseze bugete locale clare și este Importantă pregătirea societății pentru dezvoltări viitoare (implementarea centrelor de profit pentru nucleul principal al afacerilor).

- Director de Calitate - Mediu - Siguranță este responsabil de toate activitățile legate de licențe, permise, protecția mediului, asigurarea calității, urgențe. Rolul acestui departament este foarte important în special datorită asigurării cerințelor Directivelor UE. Rolul și responsabilitățile sale sunt cruciale pentru implementarea programelor de dezvoltare.

Municipalitatea Bacău

în concordanță cu Axa Prioritară 3 de Mediu, fondurile de aderare se adresează proprietarului bunurilor publice, adică municipalitatea Bacău.

în acest fel, municipalitatea Bacău va avea întreaga responsabilitate de a coordona fondurile UE șl astfel va trebui să asigure expertiza și experiența pentru această sarcină.

Structura organizațională a municipalității Bacău

Anexa 2.6.4-2 prezintă structura organizațională a municipalității Bacău.

Printre principalele direcții ale structurii organlzaționale se poate menționa Direcția pentru Strategie și Post-Aderare. în cadrul acestei Direcții există un departament denumit Unitatea Municipală de Monitorizare a Programelor cu un personal de 11 persoane șl un departament denumit Strategia Post-Aderare cu un personal de 25 de persoane care se prezintă ca și baza pentru UIP necesară organizată la nivel municipal cu sarcina majoră de a administra Fondurile de Aderare.

UIP pentru proiectul fondurilor de aderare va fi o unitate separată având responsabilitățile principale relaționate la acest proiect; din această cauză pe viitor împreună cu conducerea orașului se va stabili formarea acestei unități.

Analiza Instituțională, ca parte a Aplicației CF, va trasa responsabilitățile UIP, traseul propus și personalul necesar pentru această parte a unității.

în același timp, se va face o evaluare a personalului pentru a scoate în evidență capacitatea personalului alocat de municipalitate de a îndeplini cerințele, necesare pentru administrarea fondurilor de aderare.

• 2.6.4.5    Managementul Resurselor Umane

în 31 decembrie 2007 SC CET Bacău SA avea 587 angajați, din care 69,1% muncitori calificați, 6,6% maiștrii, 6% funcționari, 12% cu studii superioare, 6% management (de vârf, mediu și management operațional) și 0.3% muncitori necalificați. Structura personalului este echilibrată comparativ cu activitățile majore ale societății. Totuși, raportul dintre muncitorii calificați și necalificați nu este corespunzător, cu prea puțini muncitori necallficațl în comparație cu posturile ce pot fi ocupate de această categorie.

Tabel 2.6,4.5-1. Structura personalului				șl evoluția în 2007
Descriere	Necal (ficați	Calificați	Maiștrii	Funcționar!	Studii superioare	management	TOTAL
Nr      de angajați la 1.01.2007	2	300	32	39	56	30	459
Nr plecări în anul curent	0	32	1	4	7	0	44
Nr      de angajări în anul curent	0	138	8	0	21	5	172
Nr      de angajați la 31.12,2007	2	406	39	35	70	35	587
Răsturnare	0%	9%	3%	11%	12%	0%	9%

Creșterea numărului de angajați cu 28%, de la începutul anului 2007 și până la sfârșitul anului, se datorează absorbției rețelei de transport a termoflcării, SC Termocet SRL, de către SC CET SA Bacău. SC CET SA Bacău avea anterior absorbției, administrarea rețelei prin SC Termocet SRL, unde CET Bacău era acționar unic. în martie 2007, în baza legislației în vigoare, operatorul obține de la ANRSC, reglementatorul în domeniu, licența de operare. Astfel, SC CET SA Bacău a luat decizia de a fuziona cu SC Termocet SRL, preluând astfel cei 216 angajați. După modernizarea șl îmbunătățirea rețelei de transport, ceea ce a dus la o scădere a personalului, s-a ajuns la cifra totală de 172 angajați. Pe viitor, se planifică o continuă scădere a numărului de angajați implicați în cadrul departamentului de distribuție.

Figura 2.6.4.5-2; vedere de ansamblu asupra structurii personalului

0%    10%   20%    30%   40%   50%   60%

Angajați, % din numărul total

Figura 2.6.4.5-3

După cum se vede în figurile 2.6.4.5-2 șl 2.6.4.5-3, societatea are un număr destul de Important de noi-angajați, datorită fuziunii din 2007.

O provocare importantă pentru societate va fi eficlentizarea operațiunilor cu scopul de a reduce costurile cu personalul.

în același timp, în România există o tendință de migrație a forței de muncă bine educate către țările vestice. Din această perspectivă, ar putea constitui o provocare pentru societate de a atrage și a motiva personalul să rămână în cadrul societății.

Acest grafic arată că SC CET SA Bacău are un personal relativ tânăr, dacă se corelează rezultatele cu aceste informații, societatea se poate aprecia ca și dinamică șl adaptabilă la schimbare.

Dezvoltarea organlzațfonală șl de planificare

S-a evaluat abilitatea companiei și a departamentului de resurse umane de a oferi strategii globale, direcții șl management efectiv pentru forța de muncă a societății, pentru îndeplinirea obiectivelor organlzaționale.

Ca și puncte tari se pot menționa:

Xntercfevelopment i **i «i v w       ni •

• •   Structura organizațională este revizuită anual pentru a verifica dacă îndeplinește cerințele;

• •   Directorul departamentului de resurse umane răspunde direct în fața directorului general;

• •    Societatea folosește Regulamentul de Funcționare (RF) și document de reglementare Intern pentru a defini roluri, responsabilități și reguli de disciplină în cadrul societății;

• •    Departamentul de resurse umane îșl ia angajamentul de a-și îmbunătăți propria activitate pentru a ajuta societatea să îndeplinească noile cerințe din domeniu.

în același timp, există câteva neajunsuri care ar putea sa afecteze capacitatea departamentului de resurse umane de a sprijini efectiv șl pe deplin realizările societății, ceea ce ar duce la riscul unor confuzii și nepotriviri în alocarea sarcinilor personalului și ar afecta productivitatea.

Bugetul departamentului de resurse umane este dedicat în principal plății salariilor, fără a lua în considerare alte zone ale managementului resurselor umane, precum buget pentru angajări, dezvoltarea carierei șl sistemul de recompense.

Mai jos se discută principalele zone ale activităților resurselor umane:

• a)    procesul de planificare a resurselor umane (include analiza și planificarea postului, descrierea postului, evaluarea postului, identificarea competențelor necesare pentru post, planificarea cerințelor de forță de muncă, nevoi de personal)

S-au identificat următoarele puncte forte:

• •    Existența unei baze de date cu angajați! incluzând informații despre calificare, vechime și experiență;

• •    Directorii de departamente sunt Implicați și participă la procesul de analiză a postului;

• •    Există o planificare activă a cerințelor de forță de muncă;

• •    Există prognoze disponibile pentru evoluția resurselor umane (de exemplu numărul de angajați și competențele necesare) corelate cu obiectivele companiei pe termen scurt șl mediu;

• •    Exîsta un sistem pentru promovare și succesiune în carieră.

Totuși există zone unde trebuie acționat urgent:

• •    Ierarhia posturilor nu este bazată pe o evaluare structurată șl obiectivă.

• b)    Procesul de recrutare $1 selecție (include recrutare, selecție, transfer Intern, reconversle profesională, șomaj, managementul procesului de pensionare).

S-au identificat următoarele puncte forte pentru această zonă:

• •    Este elaborată și folosită o metodologie pentru procesul de recrutare și selecție, ce cuprinde două etape- filtrarea cererilor înregistrate în baza de date a societății șl interviuri cu conducerea;

• •    Sursele de recrutare sunt atât Interne cât și externe;

• •    Managerii departamentelor relevante participă la procesul de selecție;

• •    Societatea folosește contracte part-time pentru dezvoltarea unor proiecte;

• •    S-au creat legături strânse între instituțiile locale de învățământ cu scopul de a atrage forță de muncă calificată.

• •    Nu sunt păstrate înregistrări de evaluare a eficienței procesului de selecție (costurile procesului, evaluarea după o perioadă de probă, rata de menținere).

• c)    Managementul performanțelor $1 al recompenselor (Include compensări variabile șl salariu de bază, sistem de motivație, sistemul de promovare, evaluarea performanțelor).

S-au identificat următoarele puncte forte în această zonă:

• •    Sistemul salarial este definit formal în contractul colectiv de muncă, având o structură de grade salarlale șl beneficii (vechime, spor de noapte, ore suplimentare) care permite calcule bugetare și alocări de fonduri pentru creșteri salariate pentru departamente;

•    Sistemul de bonificație este comunicat angajaților;

• •    Bugetul pentru salarii este indexat, prin lege, cu un indice de productivitate (rezultate financiare pe angajat);

• •    Sunt oferite bonusuri periodice pe baza performanțelor;

Ca o slăbiciune se poate menționa absența unui sistem salarial bazat pe ierarhia posturilor. Acest sistem este o necesitate, dar trebuie dezvoltat șl Implementat.

• d)    Dezvoltarea Resurselor Umane (include determinarea nevoilor de Instruire, planuri de instruire, instruire internă, instruire externă).

S-au Identificat următoarele puncte forte în această zonă:

• •    Există o evaluare anuală a nevoii de instruire. Evaluarea este bazată pe schimbări procedurale și tehnologice care necesită instruire;

• •    Managerii departamenteior/diviziilor, managerul Resurselor Umane șl directorii executivi sunt implicați în procesul de evaluare a nevoii de instruire;

• •    Ca și punct slab se poate menționa absența unei strategii formale de instruire.

Comparativ cu alte entități de termoficare din cele 15 vechi state UE, există un potențial Important pentru eflcientizarea operațiunilor, având legături cu energia șl personalul, după cum se arată în exemplul următor:

• •    Un operator de termoficare dintr-un oraș comparativ ca mărime cu Bacăul are un personal cu procent de 10% din personalul actual al CET Bacău;

• •   Eficiența rețelei este de 85%. Există un singur sistem de 2 țevi;

• •   Eficiența combinată (energie termică șl electrică) este de 85-90% în țările vestice,

comparativ cu 47,5% în Bacău.

2.6.4'6. Performanțe financiare și operaționale curente

Performanțele financiare șl operaționale ale SC CET Bacău SA sunt rezumate în următorul tabel, furnizând informații despre piață și producție globală, combinate cu informații asupra personalului, venituri, costuri, active, garanții. Aceste Informații sunt folosite pentru a genera un set de Indicatori de performanță șl de a evalua capacitatea financiară a societății de termoficare cu o focalizare asupra creșterii datoriei pe termen lung cu scopul de a finanța Investiții prioritare.

Tabel 2.6.4.6-1: Producția de căldură, populația conectată $1 personalul CET Bacău SA, 2005-2007.

		2005	2006^:<v>?<;	2007
1	Producția de căldură,	1,629,000	1,488,000	1,340,000

* egour

	GJ/an
2	Vânzările de căldură, GJ/an	1,156,000	1,025,000	871,000
3=1-2	Pierderi în rețea, % din producDle	29%	31%	35%
4 = schimbări anuale în 2	Tendința vânzărilor de căldură (% pe an)	X	-11%	-15%
5	Număr de locuințe conectate la sistemul de termoficare	29,314	27,828	25,383
6 = schimbări anuale în 5	Diferența de la an la an (conectări)	X	-1,486	-2,445
7 = 6/5	Procentual anual de deconectări	X	-5%	-9%
8	Populația deservită (persoane)*	85,010	80,701	73,611
9	Nr. Personalului la CET Bacău SA	444	459	587
10	Producția pe angajat (TJ/angajat/an)	3,669	3,242	2,397
11	Vânzări pe angajat (TJ/angajat/an)	2,604	1,834	1,484
12 = schimbări anuale în 10	Diferența de la an la an, producă ia pe angajat	X	-12%	-26%
13 = schimbări anuale în 11	Diferența de la an la an, vânzări pe angajat	X	-30%	-21%

*): 2.9 persoane pe gospodărie.

Tabelul 2.6.4.6-1 arată o tendință de scădere a vânzărilor de 11-15% șl o scădere a procentului de populație deservită de 5-9%. Acest lucru este discutat mai pe larg în Capitolul 2.9, Creșterea numărului personalului este datorat fuziunii cu SC Termocet SRL. Această creștere este văzută ca și una temporară, din cauza procesului de restructurare aflat în curs, de la care se așteaptă o scădere semnificativă a numărului de angajați. Creșterea temporară a personalului este transpusă ca șl o scădere a producției și a vânzărilor pe angajat, care se așteaptă să îșf revină ca urmare a restructurării SC CET SA Bacău.

Următoarele două tabele arată randamentul și bilanțul CET Bacău.

Tabel 2.6.4.6-2: Costuri totale șl venituri totale CET SA Bacău (milioane RON, milioane EUR), 2005-2007.

^0/ \.....p ?: r I':		2005	.2006.- < ' ' .	2007       :     .
1	Costuri totale, milioane RON	105.4	142.0	120.7
2	Venituri totale, milioane RON	92.7	123.3	99.6
3=1/2	Rația de operare	1.14	1.15	1.21
4	Rata de colectare a taxelor (%)*	52.2%	65.8%	??%

AM/m Intertfewtopnwrt mm a no uf

5	Exchange       rate RON/EUR	3.62	3.52	3.34
6	Costuri totale, milioane EUR	29.8	40.1	33.2
7	Venituri totale, milioane EUR	26.2	34.8	28.1

*) Rata de colectare este pentru gospodării. Procentajul de gospodării în consumul anual total în Bacău este de 80-85%, în timp ce clădirile publice au un procent de 14% Iar sectorul serviciilor un procent de 3% din consumul total.

După cum se arată în Tabelul 2.6.4.6-2 de mai sus, în cei trei ani analizați costurile totale de operare au depășit veniturile totale. Astfel, rația de operare, definită ca șl costurile de operare împărțite la veniturile din operare, au fost subunitare, indicând că societatea a fost generatoare de pierderi.

Rata de colectare a taxelor pentru populație a fost de 65,8% în și 52,2% în 2005. Pentru sectorul serviciilor a fost de 82,6% în 2006 comparativ cu 64,0% în 2005 Rata de colectare a taxelor pentru instituții publice a fost de 100% în ambii ani.

Tabel 2.6.4.6-3: Articolele principale ale bilanțului CET SA Bacău la sfârșitul anului 2007 (milioane RON, milioane EUR).

		,:. Milioane RON	. ... Milioane EUR	• % 4
1	Cheltuieli propuse	0.03	0.009	0%
2	Active curente	62.4	17.6	29%
3	Active pe termen lung	150.1	42.4	71%
4	Total active	212.6	60.0	100%
5	Datorii curente	0	0	0%
6	Avansuri (inclusiv subvenții și investiții)	77.0	21.7	36%
7	Datorii pe termen lung	111.9	31.6	53%
8	Capital și rezerve	23.7	6.7	11%
9	Total datorii	212.6	60.0	100%

Bilanțul indică faptul că la sfârșitul Iul 2007 rația curentă a CET SA Bacău, adică activele curente raportate la datoriile curente, a fost nedefinită, deoarece nu existau datorii curente. Avansurile (subvențiile) nu sunt incluse în categoria datoriilor curente, pentru că arată avansuri primite de la bugetul local pentru acoperirea diferenței dintre costurile de operare șl tariful de câștig.

Bilanțul mal indică de asemenea faptul că până la sfârșitul anului 2007 capitalul și rezervele CET Bacău SA reprezentau 11% din datoriile totale. Datoriile pe termen lung (53%) au depășit capitalul și rezervele cu aproximativ 25 milioane Euro. Acest fapt Indică o lipsă a posibilității de a mai contracta împrumuturi pe termen lung, dacă nu se cresc capitalul și rezervele, sau prin prezența unei garanții de stat.

Concluzii

Analiza instituțională preliminară inclusă în acest Mașter Plan arată faptul că CET BACĂU SA are potențial și resursele necesare pentru a deveni o organizație mai eficientă capabilă de a implementa un proiect CF complex.

O Analiză instituțională mal detaliată se va efectua în momentul Aplicării la Fondul de Aderare, și se va efectua un audit al Resurselor Umane mal detaliat ca partea a acestei analize.

Angajamentul ferm al conducerii de vârf de a realiza performanțe este completată de vasta experiență a personalului din ultimii ani cu mal multe proiecte de infrastructură șl de asemenea sprijinul autorităților locale în identificarea celor mai bune opțiuni pentru a oferii servicii eficiente consumatorilor.

• 2.6.5.    Prețuri șl tarife curente

Prezenta secțiune conține o înregistrare a costurilor unitare pentru combustibil, energie electrică șl muncă în cadrul sistemului de termoficare din Bacău, precum și subvenții șl tarife. Apoi se efectuează o evaluare a consumului șl a plății consumului necontorizat în gospodării. în final se prezintă și se evaluează sistemul de subvenții.

Costuri unitare pentru combustibil si alte unități

Tabel 2.6.5-1. Costuri unitare cu combustibili șl alte unități. Bacău,		decembrie 2007.
Prețuri pentru combustibili compania de termoficare, Bacău	Unități	RON pe unitate	EUR pe unitate
Lignit, importat, fără transport	Tone	53.10	15.00
Lignit, importat. Inclusiv costul de transport *	Tone	102.60*	28.98
Gaz natural, preț de referinaă InternaDional	1003 m3	773.91	218.62
Gaz natural, consumatori individuali alimentați de la rețeaua de distribuție	1000 m3	1,070.43	302.38
Gaz natural, furnizat de cazanul de 2.7 MW boiler de la substația de încălzire	1000 m3	1,056.12	298.34
Gaz natural furnizat către Instalațiile mari de termoficare prin rețeaua de transmisie	1000 m3	872.54	246.48
Gaz natural furnizat către instalațiile mari de termoficare prin rețeaua de distribuție	1000 m3	1,001.50	282.91

Surse: CET Bacău și diverse

Notă: *llgnltul a fost cumpărat de la o companie, dar la un preț diferit cu costuri de transport și origine.

Tabel 2.6.S-2; Prețuri pentru furnizarea de energie electrică, Bacău, decembrie 2007.

	Electricitate vândută către rețea. Bacău	Unitate	RON pe unitate	EUR pe unitate
1	Tarif de zl- aprobat de ANRE	MWh	298.75	84.39
2	Tarif de noapte- aprobat de ANRE	MWh	119.5	33.76
3	Tariful de zi estimativ pe piața energetică	MWh	170.30	48.11
4.	Tariful de noapte estimativ pe piața energetică	MWh	79.93	22.58
5	Către rețeaua de înaltă tensiune*	MWh	n/a	n/a
6	Către rețeaua de medie tensiune*	MWh	n/a	n/a
7	Către rețeaua de Joasă tensiune*	MWh	n/a	n/a
	Energie electrică cumpărată de la rețea		RON pe unitate	EUR pe unitate
9	Tarife de transmisie (Rândul 5 și 4)	MWh	n/a	n/a
10	Tarif de distrrbunie (Rândul 6 șl 5)	MWh	n/a	n/a
11	Tarif de transmisie și de distribuție pentru energia electrică cumpărată de ia rețea	MWh	n/a	n/a
12	De la rețeaua de înaltă tensiune	MWh	57.30	16.19

13	De la rețeaua de medie tensiune	MWh	272.07	76.86
14	De la rețeaua de joasă tensiune	MWh	282.35	79.76

Surse: CET Bacău și diferite surse.

Note: * Prețurile pentru energia electrică vândută către rețeaua de înaltă, medie și joasă tensiune sunt disponibile doar pentru societățile care acționează pe piață ca și mici comerclanți. Nu este cazul CET BACĂU.

Tabel 2.6.5-3: Costuri unitare cu munca la CET Bacău, decembrie 2007.

	Unitatea	RON pe unitate	EUR pe unitate
Muncă	Lună de muncă	2,050	579

Sursa: CET Bacău,

Costuri unitare pentru producția de căldură si tarife pentru consumatori

Costurile unitare pentru producția de căldură reprezintă raportul dintre costurile totale de producție și cantitatea de căldură vândută.

Tariful reprezintă suma pe unitatea de căldură furnizată consumatorilor. Tariful nu este legat de costurile unitare. Este stabilit independent, șl diferența dintre tarif șl costurile unitare ale producției de căldură este acoperită prin subvenții.

Mai jos se prezintă mecanismul de stabilire a costurilor unitare și a tarifelor.

Costul unitar pentru producția de căldură pentru sistemul de termoficare este stabilit de societățile de termoficare pe baza bugetelor de costuri de producție ale societăților, conform unul model oferit de ANRE. în regimul compus de producere a energiei termice și electrice, costul unitar este stabilit ca și costul net rezultat, luând în considerare veniturile din vânzarea de energie electrică. Astfel, costul unitar de producție calculat este costul unitar ce echilibrează veniturile șl cheltuielile producției de căldură a societății, în timp ce prețul electricității este tratat ca și o variabilă exogenă. Conform modelului comun furnizat de reglementatorul din domeniu, ANRE⁵, costurile bugetare vor include o marjă de siguranță a profitului de maxim 5%⁶. Producătorul are vie să includă o componentă a costului de dezvoltare,dar fără specificații asupra mărimii, limitărilor și a folosirii acestei componente.

Societățile de termoficare vând către două segmente de clienți: populația șl agenți economici. Agenții economici au contracte individuale de furnizare cu societatea de termoficare și plătesc prețul întreg al căldurii. Populația plătește un tarif unitar ce reprezintă până la 70% din costurile unitare de producție.

Costurile unitare pentru producția de căldură sunt stabilite anual pentru furnizarea de energie termică și apă caldă, în funcție de următoarele caracteristici:

• •    Eficiența operațională a producătorului;

• •    Tipul de combustibil folosit (ulei, gaz natural, cărbune);

• •    Modul de producție (doar energie termică, în regim compus);

• •    Tipul de transport al energiei termice (abur, apă caldă);

• •    Sistemul de furnizare (central, sau sisteme locale);

• •    Categoria de consumatori finali (populație, agenți economici). Instituțiile publice (spitale, școli, administrație publică) sunt incluse în categoria agențllor economici

• •    Producția, transmiterea și distribuția.

Astfel, costurile unitare pe producția de căldură se pot schimba conform acestor caracteristici.

Tariful consumatorilor a fost stabilit după criterii politice la aproximativ 70% din tariful producătorului, după cum se poate observa în Tabelul 2.6.5-4.

Tabel 2.6.S-4: Costuri unitare de producție calculate $1 tarife de consum. Bacău, 2005-2007, fără TVA.                                     ______________ __________

		2005		2006		2007
	Costuri unitare pentru producția de căldură pentru popula le	RON/ Gcal	EUR/ MWh	RON/ Gcal	EUR/ MWh	RON/Gcal	EUR/ MWh
1	Cărbuni, ulei și gaze naturale, în regim compus, inclusiv transport ! distribuție	148,52	35,37	179,87	44,05	204.64	49.71
2	Cărbuni, uiei și gaze naturale, în regim compus, fără distribuție	117,34	27,94	148,97	36,48	172.23	41.83
3	Distribuție (rândul 1 Di 2)	31,18	7,43	30,90	7,57	32.41	7.87
4	Gaz natural, doar producție de căldură, inclusiv distribuție	173,82		203,42	49,82	223,02	54,31
	Tarife de consum pentru populație	RON/G cal	EUR/ MWh	RON/ Gcal	EUR/ MWh	RON/Gcal	EUR/ MWh
5	Orice combustibil	90,34	28,95	117,66	28,82	117.66	28.82
	Subvenții de la bugetele locale Dl de stat	RON/G cal	EUR/ MWh	RON/ Gcal	EUR/ MWh	RON/Gcal	EUR/ MWh
6	Sistem centralizat de furnizare (rândurile 1-5)	58,18	18,64	62,21	15,24	54,57	13,29
7	Sistem local de furnizare (rândurile 4-5)	83,48	19,88	85,76	21,00	105,36	25,66
	Contribuția consumatorului (populaDlel) , în procent de costuri unitare de producOle a căldurii	%		%		%
8	Contribuția consumatorului, sistem central	60,83%	X	65,41%	X	68,32%	X
9	Contribuția consumatorului, sistem local *)	51,97%	X	57,84%	X	52,76%	X

Surse; Decizia ANRE Nr 1143 din 23.09.2005.

*) sistemul local înseamnă Instalații cu cazane pe bază de gaz.

Surse; Decizia ANRE Nr 247/21.02.2007.

*) sistemul local înseamnă instalații cu cazane pe bază de gaz.

Tabelul 2.6.5-4 arată relația dintre costurile unitare pentru producția de căldură tariful de consum plătibil de către populației, și subvențiile rezultate pentru anii 2005, 2006 șl 2007. Costul unitar pentru producția de căldură este propus de societatea de termoficare șl înaintat spre aprobare către ANRE. După aprobare de către ANRE, costul unitar este trimis pentru a fi aprobat de autoritățile locale. Pentru fiecare oraș se stabilește un tarif de consum, Indiferent de sistem sau de modul de furnizare,

în consecință, în 2007 consumatorii au plătit între 52 șl 69% din costul total (calculat), restul fiind subvenționat din bugetele locale șl de stat. Conform legii, (reflectată în Decizia nr. 123, 28 septembrie

2007),bugetul local va asigura o subvenție de minim 10% și o compensare din bugetul de stat de maxim 45% . Acest lucru se poate Interpreta astfel: subvenția va fi acoperită în proporție de 10 până la 40% din cele două bugete publice. Compania de termoficare va factura subvenția calculată către bugetul local, care la rândul lui va factura „maximul de 45" către bugetul de stat.

Costul căldurii este format din costuri fixe și costuri variabile. Din categoria costurilor fixe, cel mar important este combustibilul.

Instalațiile care produc energie electrică și termică în regim compus au permisiunea de a cumpăra gazul natural direct de la furnizor (contract direct cu furnizorul), dar de asemenea poate schimba furnizorul, de exemplu pot trece la un furnizor intern (cu preț regularizat)- cu condiția să mai existe rezerve interne disponibile (nu sunt vândute).

Prețul gazului produs pe piața Internă este stabilit anual de ANRE. Pentru ultimul trimestru al 2007 prețul de achiziție pentru gazul de import a fost de 773 RON 1000 m3 (218 EUR). Astfel, prețul gazului intern a fost de 60% din prețul gazului de pe piața externă. Companiile de termoficare cumpără gaze naturale la prețul stabilit de ANRE. Aceste prețuri sunt fixate peste prețurile de import. Nu a fost disponibilă proporția de gaz de pe piața internă comparativ cu proporția gazului de pe piața externă. Politica Guvernului este de a reduce gradual diferența dintre prețul de import și prețul local.

ANRE reglementează de asemenea și costul de transmitere șl distribuție a gazului natural.

Societățile CTE sunt nevoite să raporteze caracteristicile operațiunilor de producere a energiei electrice, inclusiv electricitatea, capacitatea de stocare a energiei electrice, căldurii, apel calde de robinet (și altele dacă sunt relevante). Vânzările sunt raportate ANRE, după cum stipulează Legea Energiei electrice. Societățile CTE își declară de asemenea și costurile. Costuri ce trebuie justificate ANRE. ANRE poate aproba tarife pentru căldura furnizată de CTE, dacă acestea nu sunt mai scăzute decât costurile unitare variabile și nu sunt mai mari decât costul unitar total comparativ cu instalațiile care au cazane de producție exclusivă de căldură.

Documentația care susține cererea de majorare a noilor tarife se depune de obicei în luna octombrie a anului următor. ANRE poate cere clarificări asupra documentației sau dacă este necesar mai muie documente, după cum se indică în „Metodologia de stabilire a prețurilor șl a cantităților de energie electrică vândută de producător pe baza unui contract și pentru stabilirea prețurilor căldurii generate în Instalații cu regim compus de CTE", ANRE.

Tarife

Tarifele pentru principalele categorii de consumatori valabile în decembrie 2007 sunt prezentate în Tabelul 2.6.5-5.

Tabel 2.6.5-5: Tarife pentru termoficare și gaze naturale, decembrie 2007, RON/MWh fără TVA.

			Bacău
	Decembrie 2007	RON/Gcal	RON/MWh	EUR/MWh
	Populație: termoficare
1	Termoficare, orice combustibil, orice regim, orice sistem	117.66	101,43	28.65
	Populație: gaz natural	X	RON/1000m3	EUR/1000 m3
2	Gaz natural (până la 2.400 m3 pe	X	907	256

⁹ Decizia Nr. 123, 28 Septembrie 2007, ANRSC, Art. 4.

	an)
	Agențl economici: termoficare	RON/Gcal	RON/MWh	EUR/MWh
3	încălzire produsă central, inclusiv costul transportului, orice combustibil (Inclusiv gaz natural)	210.78	181.24	51,20
4	încălzire produsă central, fără costul transportului și al distrlbuQiei, orice combustibil (inclusiv gaz natural)	161,85	139,53	39,42
S	încălzire produsă central, costuri de distribuție (rândurile 3-4)	48,93	42,18	11,92
6	Sisteme locale, orice combustibil, fără gaz natural	n.a	n.a.	n.a.
7	Sisteme locale, gaz natural	229.71	197.52	55.80

Surse: Bacău: Decizia Nr. 247 21,02.2007.

în decembrie 2007 prețul gazului natural de categoria „Bl" furnizat către consumatori casnici (consum anual de până la 2,400 m3) a fost de 907 RON/1000 m3 (Tabel 2.47). este un preț valabil la nivel național.

Consumul în apartamentele contorizate sl necontorizate

Legea nr. 933/2004 stabilește ca termen-limită 30 iunie 2006, cu privire la echiparea spațiilor de locuit cu contoare individuale, șl 31 iulie 2007 pentru echiparea tuturor apartamentelor cu contoare. Legea a fost modificată prin H.G. nr. 609/2007, pentru extinderea termenului-limită până în iunie, 2009.

în ceea ce privește orașul Bacău, până la sfârșitul anului 2007 procentul de contoare la intrare era de 88% pentru căldură și de 99% pentru apă caldă de robinet. S-a contorizat consumul individual pe apartamente pentru apa rece șl caldă de robinet, totuși nu este disponibilă Informația referitoare la procentul de apartamente cu contoare individuale. La sfârșitul anului 2007, erau conectate la sistem 25.543 apartamente (sursa ANR.SC).

Pentru consumul necontorizat, există o metodă de conversie, consumul fiind calculat în funcție de numărul de camere al apartamentului. în Tabelele 2.6.5-6 și 2.6.5-7 se prezintă consumuri specifice pe cameră pentru cele două zone de încălzire „caldă" și „rece". Bacău este situat în zona rece. Subvențiile sociale lunare sunt calculate pe baza acestui tabel (prin O.U. 57/2007 se stabilește sistemul factorilor de conversie).

Consumatorii pot alege din cele trei modalități de plată: 1) plata în timpul sezonul de încălzire (octombrie-martle); 2) plata de-a lungul unei perioade de 12 luni sau 3) plata unui consum fix (model de abonament.

Tabel Z.6.5-6: Consumul lunar stipulat pe tipul de apartamente din zona caldă.

Tipul apartamentului	Consum lunar (Gcal)	Consum lunar transformat în MWh
1 cameră	0.82	0.95
2 camere	1.22	1.42
3 camere	1.59	1.85
4 camere	2.21	2.57

Sursa: O.U. 57/2007.

Notă: facturare lunară în timpul sezonului rece, 6 luni.

Tabel 2.6,5-7: Consumul lunar stipulat pe tipul de apartamente din zona rece.

Tipul apartamentului	Consum lunar (Gcal)	Consum lunar transformat tn MWh
1 cameră	1.01	1.17
2 camere	1.49	1.73
3 camere	1.94	2.26
4 camere	2.70	3.14

Sursa: O.U. 57/2007.

Notă: facturare lunară în timpul sezonului rece, 6 luni.

Din combinarea Tabelelor 2.6.5-5, 2.6.5-6 șl 2.6.5-7, în Tabelul 2.6.5-9 s-a evaluat cheltuiala lunară cu încălzirea centrală, pentru un apartament fără contor.

Tabel 2.6.5-8: cheltuiala lunară cu termoficarea, decembrie 2007, apartamente necontorizate.

	Bacău	Bacău
Tipul apartamentului	RON pe lună pentru sezonul de termoficare*)	RON pe lună pentru o perioadă de 12 luni
1- cameră	117	58
2- camere	172	86
3- camere	224	112
4- camere	312	156

Notă: *) Sezon: 6 luni

Tabelul 2.6.5-10 arată că, costul încălzirii unul apartament necontorizat variază de la 117 RON pe lună pentru un apartament cu o cameră până la 312 RON pe lună pentru un apartament cu 4 camere. Consumatorii pot alege din cele trei modalități de plată: 1) plata în timpul sezonul de încălzire (octombrie-martie); 2) plata de-a lungul unei perioade de 12 luni sau 3) plata unul consum fix (model de abonament. Ca o medie, costul pentru un apartament cu 2 camere ar fi 86 RON pe lună.

Nu au fost disponibile Informații despre apartamente contorizate, dar tendința este aceeași ca și în cazul apartamentelor necontorizate.

Sistemul de subvenții prezent șl viitor

Prezentul sistem de subvenții include o subvenție de producător și una de consumator. Tariful de consum este stabilit în mod autonom de prețul local de referință (LRP) (H.G. 36/2006, bazat pe deciziile ANRE și ANRSC). LRP este stabilit conform metodologiei publicate în Monitorul Oficial nr. 815/03,10.2006 pe baza următoarei formule:

LRP= Ph - S/la - S/sb

unde Ph este costul căldurii ce include producția, transportul șl distribuția, aprobată de ANRE (RON/Gcal) S/la este subvenția acordată de autoritățile publice locale (minim 10%)(RON/Gcal)

S/sb este subvenția acordată din bugetul de stat producătorului pentru compensarea costurilor combustibililor (maxim 45% din costul combustibilului calculat pentru producerea cantității totale de căldură)

S/la și S/sb sunt subvenții pentru producător. Societățile de termoficare își recuperează aceste subvenții prin facturarea lor către bugetul local.

în plus față de subvenții acordate producătorului, consumatorul are dreptul de a avea subvenții pe bază de croterii sociale. Baza legală a acestor subvenții este O.U. 57/30.08.2006 care schimbă O.U. 5/20.12.2003 referitor la facilitățile oferite populației pentru plata încălzirii.

Consumatorii au dreptul să primească subvenții potrivit decizzllor autorităților locale. Deciziile sunt bazate pe declarațiile de venit pe gospodărie strânse de reprezentanți ai Asociației Proprletarilor/Chlrlașilor sau pe fiecare gspodărie în parte.

Consumatorii plătesc societății de termoficare doar LRP, în timp ce societățile de temoficare vor cere diferența (suma de subvenții acordate consumatorului) autorităților locale.

Subvenția pentru producător continuă și în 2008, însă se estimează ca nu va mai fi prelungită după 2008, pentru că începând cu 2009 va fi înlocuită de „bonusul pentru o cogenerare de mare eficiență". Acest bonus va fi acordat numai producătorilor care vor atinge o „eficiență mare". Problema este că termenul „eficiență mare" este definit diferit în mai multe documente. Trebuie notat faptul că datorită limitării privind profitul (5%), producătorul de energie termică care primește acest bonus poate beneficia direct de acest bonus doar dacă nu are un profit mal mare de 5%. Orice surplus trebuie trecut la consumatori. Tarifele pentru anul 2009 încă nu au fost anunțate, aceasta fiind o modalitate de a testa noul sistem.

în plus, consumatorii au dreptul la subvenții sociale care nu sunt direct legate de costurile specifice al energiei termice. Se estimează că acest tip de subvenții vor rămâne în vigoare șl după 2008,

în sezonul 2007-2008, subvențiile sociale au fost oferite din bugetul la nivel de municipiu potrivit următorului program (Tabel 2.6.5-9):

Tabel 2.6.S-9: Subvenții pentru energie termică, procent din factura de energie termică potrivit venitului net pe membru de familie, RON pe lună.

Perioada	Venit brut pe gospodărie*), RON pe lună	Procent subvenție
01.11.07-31.12.07	Venit brut pe gospodăriede până la	90%
01.11.07-31.12.07	<362	80%
01.11,07-31.12.07	362-493	70%
01.11.07-31.12.07	493-609	60%
01.11.07-31.12.07	609-725	50%
01.11.07-31.12.07	725-841	40%
01.11.07-31.12.07	841-1.000	30%
01.11.07-31.12.07	1.000-1.131	20%
01.11.07-31.12.07	1.131-1.276	10%
	1.276-1.450
01.01.08-31.03.08	<478	90%
01.01.08-31.03.08	478-609	80%
01.01.08-31.03.08	609-754	70%
01.01.08-31.03.08	754-899	60%
01.01.08-31.03.08	899-1.029	50%
01.01.08-31.03.08	1.029-1.232	40%
01.01.08-31.03.08	1.232-1.392	30%
01.01.08-31.03.08	1.392-1.566	20%

| 01.01.08-31.03.08     11.566-1.783__________________________________________110%

Notă:

*) Venitul brut pe gospodărie este estimat ca venitul net pe membru de familie înmulțit cu 2,9. Sursă: HG 1197/2007, publicat în MO 687/2007

Sistemul de subvenție a dus la contribuții semnificative la veniturile companiilor de termoficare provenite din bugete publice. Acest fapt este prezentat în Tabelul 2.6.5-10, cu informații pentru anii 2005-2007.

Tabel 2.6.5-10: Facturare șl subvenții pentru producători $1 consumatori de energie termică. Bacău, 2005-2007______ _____ ________________________________________

	Milioane RON	Milioane RON	Milioane RON
	2005	2006	2007
Subvenție combustibil din bugetul central guvernamental	n.a.	n.a.	n.a.
Companie de termoficare facturare către populație și agenți economici	101.3	91.3	88.2
Subvenții pentru companiile de termoficare din bugetul central guvernamental sau local	23.0	21.2	17.4
Subvenții guvernamentale pentru populație	5.5	7.0	4.6

Tabelul 2.6.5-10 prezintă mărimea subvențiilor pentru combustibil, facturarea către consumatori, subvenții din diferite bugete pentru producătorii de energie termică și subvențiile sociale.

Sistemul viitor de subvenții

Schema de bonus planificată pentru producător se estimează că va fi în vigoare pe perioada 2009-2019 (inclusiv) și va fi îndreptată spre eficiență sau utilizarea de combustibili regenerabili. Bonusul va fi aplicat pentru cogenerare și se va baza pe vânzările de electricitate din cogenerare.

Potrivit HG nr, 21/2007 cu reglementările aferente, schema de bonus este limitată la o capacitate totală instalată de 4.000 MW. Peste 4.000 MW, schema de bonus poate fi acordată doar pentru centrale de eficiență mare care înlocuiesc centralele existente de cogenerare. Schema va fi administrată de C.N. Transelectrica S.A. / S.C. OPCOM S.A. Companiile de cogenerare vor avea dreptul să vândă electricitate la 90% din prețul pieței pe grila de electricitate șl pentru anii 2009-2011 este garantat un preț minim de 40 EUR pe MWh.

Bonusul se pare că urmează programul din Tabelul 2.6.5-11. Subvențiile urmează să fie plătite producătorilor în fiecare lună, pe baza vânzării de electricitate.

Tabel 2.6.5-11: Schemă de bonus pentru eficiență ridicată pentru cogenerare, EUR/MWh, 2009-2019

Combustibil și modalitate de vânzare	2009	2010	2011	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019
Pe bază de gaz natural, vândut rețelei de distribuție	28.7	28.0	27.4	26.9	26.4	26.0	25.7	25.5	25.3	25.3	25.3
Pe bază de gaz natural sau	20.6	19.6	18.5	17.6	16.6	15.8	14.9	14.2	13.5	12.8	12.3

MMM GHOUr

Intadevelopment

WM'liHro

combustibil lichid, vândut direct grilei naționale de transmisie
Pe bază de combustibil solid	21.9	20.1	18.4	16.7	15.0	13.3	11.7	10.1	8.6	7.1	5.6

Sursa: pagină web ANRE

Analiză

Neajunsuri importante și recomandări

Sunt analizate trei aspecte privind reglementarea tarifului:

• 1.    Echitatea;

• 2.    Stabilirea bazei de costuri pentru calculul tarifului; și

• 3.    Schemele de subvenții.

Echitate

Neajunsuri importante: Tarifele pentru consumatori sunt stabilite pentru apartamente contorizate și necontorizate. Consumatorii care încă nu și-au instalat contoare s-ar putea să plătească un preț mai mare decât consumatorii care au contoare. Acest neajuns se estimează că va dispare atunci când toate apartamentele vor fi contorizate. Există legislație în vigoare pentru contorlzarea invidviduală a apartamentelor pe apartament (HG nr. 933/2004, modificată prin HG nr. 609/2007). Potrivit legislației menționate, termenul limită pentru implementarea contorizărli separate este Iunie 2009.

Costuri unitare producție de energie termică

Neajunsuri importante: Metodologia pentru caicului costurilor unitare pentru producția de energie termică pare să aibă la bază costurile reale ale fiecărei centrale de termoficare, fără vreo referință la cele mai bune practici disponibile.

Recomandări: Baza pentru calculul costului unitar pentru producția de energie termică ar trebui să fie „cel mai eficient reper", forțând companiile producătoare de energie termică să crească eficiența.

Schemele de subvenții

Neajunsuri importante: Model actual de subvenții nu încurajează producătorii de energie termică să îmbunătățească performanțele.

Se pare că schema de bonus „cogenerare de mare eficiență" acordă bonuspe unitate de electricitate vândută, pentru o perioadă de 11 ani, cu subvenție descrescătoare, în unele documentații se menționează faptul că, companiile trebuie să depășească un prag de eficacitate de 65%, însă baza de calcul al acestui procentaj nu este foarte clară. Cu alte cuvinte, se înțelege că schema de bonus trebuie aplicată unei capacități totale instalate de 4,000 MW, însă este neclar care este procedura pentru aprobarea producătrilor cu cogenerare. La ora realizării acestui raport, bazele legale pentru schema de bonus pentru Cea mal actuală versiune este prezentată în Tabelul 2.6.5-11.

Bonusul este menționat în noua Lege Energetică nr. 13/2007, Articol 68, care stipulează că se acordă bonus pentru centralele care realizează o economisire de combustibil de 10% Iar Articolul 72 menționează că schema de sprijin este stabilită prin Hotărâre de Guvern. Hotărârea mai sus menționată nu include totuși nlcio definiție pentru „mare eficiență". Principiul de 10% pare să contrazică criteriul de eficiență de 65%.

Presupunând că pragul limită de 65% este singurul criteriu, acest model nu încurajează producătorii de energie termică să maximizeze eficiența procesului lor de producție pentru că va fi suficientă atingerea pragului limită. Singurul stimulent este că producătorul de energie termică de mai înainte se califică pentru bonus, cu cât este mai mare bonusul (calculat pe kWh). Cu toate acestea, din cauza limitelor privind profitul companiilor de cogenerare, orice bonus va transferat aproape în totalitate consumatorului de energie termică.

Nu este foarte clar cum se acordă noul bonus.

Recomandări pentru îmbunătățire: Subvențiile/stimulentele ar trebui să albă în vedere atât cerința privind pragul prevăzut (65%) cât și eficacitatea atinsă pentru a oferi stimulente pentru maximizarea eficienței, nu doar pentru a trece pragul. Ar trebui să existe stimulente pentru companiile de cogenerare pentru maximizarea eficienței.

Recomandare pentru îmbunătățire: Ar trebui ca o Hotărâre de Guvern să descrie clar criteriile pentru calificarea pentru bonus, modul în care bonusul este calculat și pragurile șl valorile limită care urmează să fie aplicate.

în plus față de bonusul menționat mai sus, Planul Național de Alocare al României pentru perioadele 2007 și 2008-2012, Anexa F - stabilirea de criterii pentru cotele limită de CO2 - Introduce un bonus pentru CO2 pentru cogenerare eficientă. Bonusul de CO2 se aplică pentru centralele care ating o eficacitate minimă de 65%. Un bonus în ceea ce privește o cotă limită mărită de CO2 va fi dată pe baza reducerii emisiilor de CO2 datorită economisirii de combustibil prin utilizarea cogenerării în comparație cu generarea separată de energie electrică și energie termică⁷. Bonusul corespunde economisirii prin cogenerare a 50% din cantitatea de CO2. în contrast cu bonusul pentru eficiența cogenerării menționat mai sus, principiile pentru atingerea șl calculul bonusului de CO2 sunt clare și transparente, fiind un adevărat stimulent pentru o cogenerare eficientă.

• 2.7. Resurse energetice

• 2.7.1.    consumul de energie

Tabelele de la 2.7.1-1 la 2.7.1-7 furnizează o privire de ansamblu asupra consumului total de energie (pentru încălzire și apă caldă menajeră), inclusiv consumul pentru producția de alte produse energetice (electricitate, abur pentru Industrie și scopuri auxiliare). Este specificat consumul de energie primară pentru toate tipurile de combustibili, locali sau Importați. Tabelele includ date despre sistemul principal și cele 10 sisteme mai mici, separate care nu sunt conectate la sistemul principal, (sistemul de „insule"). De asemenea sunt furnizate date despre pierderile din rețeaua de termoficare, date despre producția de energia termică șl electrică.

InterdeveloMient

**««>1 HM (IHttlU'.u’

Datele pentru anii 2005, 2006 șl 2007 sunt Incluse cu scopul de a oferi o viziune asupra tendințelor actuale de dezvoltare.

Consumul brut de energie	Unitate de măsură	2005	2006	2007
Păcură (combustibil local)	TJ/an	0	197	0
Gaz natural (amestec de gaz importat șl local)	TJ/an	1.456	1.945	1.641
Lignit (combustibil local)	TJ/an	2.447	1.344	1.710
Total	TJ/an	3.903	3.486	3.351

Tabel 2.7.1-1: Consumul brut de energie

Furnizarea de căldură către rețeaua primară	Unitate de măsură	2005	2006	2007
Din Instalații pe bază de lignit (IMA1)	TJ/an	1.082	786	666
Din stații de reducere a presiunii (SRR)	TJ/an	45	37	24
Din cazane pe abur (CAI = IMA2)	TJ/an.	220	216	174
Din cazane pe apă caldă (CAF = IMA3)	TJ/an	187	237	331
Total	TJ/an	1.533	1.275	1.195

Tabel 2.7.1-2: Furnizarea de căldură către rețeaua primară

Furnizarea de căldură către rețeaua de „Insule"	Unitate de măsură	2005	2006	2007
Din instalații locale de termoflcare	TJ/an	96	213	145

Tabel 2.7.1-3: Furnizarea de căldură către rețeaua de „insule"

Electricitate produsă șl consum propriu	Unitate de măsură	2005	2006	2007
El. produsă în regim cogenerativ	MWh/an	172.537	129.871	119.528
El. produsă în regim condens	MWh/an	162	1.944	771
Totalul producției de electricitate	MWh/an	172.699	131.815	120.299
Consum propriu	MWh/an	39.569	32.696	30.798
El. vândută către rețeaua naDională	MWh/an	133.130	99.119	89.501

Tabel 2.7.1-4: energie electrică produsă $i furnizată

Pierderi de căldură, sistem principal	Unitate de măsură	2005	2006	2007
Tipul rețelei
Rețeaua primară	TJ/an	261	230	161
Rețeaua secundară	TJ/an	190	183	269
Totalul pierderilor de căldură	TJ/an	451	413	430
Pierderi nete, în procente de furnizare de căldură	%	29	32	36

Tabel 2.7.1-s: Pierderi de căldură, sistem principal

Pierderi de căldură, sistem „Insule"	Unitate de măsură	2005	2006	2007
Pierderi de căldură	TJ/an	22	50	39
Pierderi nete, în procente de furnizare de căldură	%	23	23	27

Tabel 2.7.1-6: Pierderi de căldură, sistem „insule"

Căldură vândută, ambele sisteme

Unitate de măsură

2005

2006

2007

I Total____________________________________,TJ/an ,1.156    11.025        1871       |

Table 2.7.1-7: cantitatea totală de energie termică vândută

Tabelul 2.7.1-8 de mai jos prezintă o balanță a consumul brut de energie și a energiei furnizate la nivelul întregului oraș, inclusiv sistemul principal de termoficare și sistemul de „insule".

Nr. crt.	Nume	Unitate     de măsură		An
			2005	2006	2007
1	Producție totală de apă caldă (sistemul principal șl sistemul de „insule")	MWh/an	492.448	438.508	392.158
		GJ/an	1.772.813	1.578.630	1,411.770
		%*>	100	89	80
2	Apa caldă furnizată la Ieșire (sistemul principal și sistemul de „insule")	MWh/an	452.562	413.460	372.285
		GJ/an	1.629.223	1.488.454	1.340.227
			100	91	82
3	Pierderile de căldură în rețeaua de transport	MWh/an	72.367	63.870	44.602
		GJ/an	260.522	229.932	160.566
			100	88	62
4	Pierderi de căldură în rețeaua de distribuție (sistemul principal șl sistemul de „insule")	MWh/an	59.008	64.761	85.804
		GJ/an	212.430	233.138	308.894
			100	110	145
5	Total pierderi în rețea (3+4)	MWh/an	131.376	128.631	130.406
		GJ/an	472.952	463.070	469.460
		% 11	100	98	99
6	Cantitatea totală de căldură vândută	MWh/an	321.186	284.829	241.879
		GJ/an	1.156.271	1.025.384	870.767
			100	89	75
7	Cantitatea totală de căldură vândută pentru apa caldă de robinet	MWh/an	60.534	43.225	44.872
		GJ/an	217.921	155.611	161.540
			100	71	74
8	Cantitatea totală de căldură vândută pentru termoficare	MWh/an	255.632	237.330	190.385
		GJ/an	920.275	854.389	685.384
		%	100	93	75
9	Cantitatea totală de căldură vândută prin rețeaua de transmisie către alți clienți alimentați direct prin rețeaua de transmisie sau de la IMA	MWh/an	4.247	3.846	6.223
		GJ/an	15.288	13.846	22.402
		%	100	91	147
10	Eficiența globală a rețelei: căldura vândută față de căldura ieșită din instalație	%3>	80	75	70
		%15	100	94	88
11	Consumul total de energie necesară pentru transport în rețea	MWh/an	12.902	13.872	12.228
		o/o1»	100	108	95
12	Cantitatea totală de energie electrică vândută către rețea	MWh/an	133.130	99.119	89.501
		%15	100	74	67

MM GROUP

Intenievelopment

-_*VUUM

Nr. crt.	Nume	Unitate     de măsură		An
			2005	2006	2007
13	Consum total de combustibil (sistemul principal și sistemul de „insule")	MWh/an	1.084.082	968.540	930.848
		%	100	89	86
14	Totalul gazului natural consumat	MWh/an	404.355	540.298	455.818
		%1J	100	134	113
		%2)	37	56	49
15	Total păcură consumată	MWh/an	0	54.727	0
		%2)	0	6	0
16	Total cărbune consumat	MWh/an	679.727	373.515	475.030
		% 11	100	55	70
		%2’	63	39	51
17	Total energie vândută: electrică și termică	MWh/an	454.316	383.948	331.381
		%	100	85	73
18	Eficiența globală a sistemului de instalații combinate: Energie vândută față de combustibil consumat	%4)	42	40	36
		%13	100	95	85

Tabel 2.7.1-8: balanța energetică la nivelul orașului pentru sursele de producție

Note:

• 1)    Procentaj comparat cu anul de referință 2005;

• 2)    Procentaj comparat cu consumul total de combustibil (nr. 13);

• 3)    Cantitatea totală de energie termică (nr. 6) / cantitatea totală de energie termică furnizată (nr. 2) *100

• 4)    Totalul energiei vândute (nr. 17) / totalul combustibilului consumat (nr. 13) ⁸ 100

în acest tabel se prezintă datele primite din Bacău referitor la cantitatea totală de energie termică produsă și furnizată (nr. 1 șl 2), cantitatea totală de energie termică vândută (nr. 6), pierderile din rețeaua de transmisie și distribuție (nr. 3,4 și 5), consumul total de energie termică șl departajarea în funcție de apa caldă și energie termică (nr. 6,7 și 8).

O cantitate mică, dar în creștere este vândută direct din rețeaua de transmisie către clienți care dețin propriile substațli (nr. 9). Acești clienți aparțin atât sectorului rezidențial cât șl sectorului serviciilor. Structura consumului de căldură pentru acești clienți nu este cunoscută (apă caldă șl energie termică).

Cantitatea de energie termică vândută către consumatorii din Bacău a scăzut în ultimii 3 ani. Astfel cantitatea de energie termică vândută în 2007 a fost mai mică cu 25% decât în 2005 (nr. 6). A existat un declin al cererii de termoficare în rândul consumatorilor. în plus, vânzarea de abur către consumatorii Industriali s-a oprit total.

Principalele motive pentru scăderea cantității de căldură vândută către consumatori sunt după cum urmează:

Se observă un procent important de pierderi în rețea (30% - nr. 10. Din totalul de energie termică furnizată, la ieșirea din Instalație, doar 70% este vândută către cliențl, în timp ce 30% reprezintă pierderile.

Se observă o creștere a pierderilor de căldură din rețeaua de distribuție. Acest fapt se datorează absorbției de către SC CET SA BACĂU, a SC Termocet SA în 2007.

Cantitatea de energie electrică a scăzut alarmant din 2005 și până în 2007 (mai mult de 30% - nr. 12).

Se observă o scădere a eficienței globale a sistemelor (până la 36% în 2007 - nr. 18).

• 2.7.2.    Resurse locale de energie

Producția națională de hidrocarburi este în descreștere șl în ultimii ani nu au mai fost decoperite zăcăminte noi cu un potențial ridicat.

Zăcămintele de țiței șl gaz natural sunt Insuficiente pentru a acoperi cererea națională și producția a tot scăzut din 1990. Astfel, crește importanța cărbunelui local, în special a lignitului în balanța energetică națională.

Pe baza creșterii consumului de energie primară, dependența de combustibilul importat a crescut de la 22,5% în 2000 la aproximativ 34% în 2004.

Tabelul 2.7.2.**! prezintă stadiul resurselor de hidrocarburi locale.

	Rezerve						Produc ți® anuali estima tă	Perioadă estimată de furnizare
	Rezerve		Extractlbile, concesiune		în zone noi			Rezerve geologice	Extractlbile, concesiune	în zone noi
	mii. tone	Mii. tone	Mii. tone	MII. tone	Mii. tone	Mii. tone	mu. tone	Ani	An]	Ani
1	2	3	4	5	6	7	8	9=2/8	10=4/8	11=6/ 8
Antracit Lignit	755 1490	422 276	105 445	38,8 82,4	1045	133	3,3 32	229 47	32 14	33
Țiței	74	72					5,2	14
Gaz natural	185	159					12,5	15

Tabel 2.7.2.-1 Resursele de hidrocarburi dîn România (sursa: Strategia Națională Energetică a României 2007-2020)

Tabelul 2.7.2.-2 prezintă o estimare a evoluției rezervelor naturale de țiței șl gaz natural între 2006-2020. Sunt luate în considerare doar rezervele cunoscute șl cele eficiente.

An	Țiței (mii. tone)	Gaz natural (mld. Nm3)
2006	80	170
2007	76	162
2008	72	155
2009	68	148
2010	64	141
2011	60	134

MM GROUP

2012	56	127
2013	52	120
2014	48	114
2015	45	107
2016	41	101
2017	38	95
2018	34	89
2019	31	83
2020	28	77

în 2006, consumul total de gaz natural a fost de 17,26 mild. Nm³, din care 2,66 mild. Nm³ reprezintă consum menajer (15.8%). Consumul real este acoperit de producția locală de 12,07 mild. Nm³ șl de importul de 5,19 mild. Nm³.

Producția de țiței a scăzut în continuu în ultimul deceniu, ducând ia creșterea importului după cum se vede în Figura 2.7.2.-3.

în 2006, producția de cărbuni din România a însumat 35,1 mii. tone, din care 32,5 mii. tone lignit și 2,6 mii. Tone antracit. întreaga producție de cărbuni (99%) a fost utilizată pentru producerea de energie termică și energie electrică. Antracitul local a contribuit la producția a 7.2% din totalul de electricitate produsă, în timp ce lignitul a contribuit la 32.2%.

Având în vedere creșeterea prognozată a prețului de hidrocarburi în anii următori și dependența de o singură sursă de import de gaz natural, producția de energie pe bază de cărbuni și resurse regenerabile de energie sunt principalele opțiuni pentru viitor.

Industria cărbunelui are un rol important în producția de energie în România. Rezervele de cărbuni pot satisface în medie 25% din cererea de resurse regenerabile de energie. Principalele tipuri de cărbuni sunt huila, lignitul șl cărbunele brun.

Zăcămintele de huilă (95% se găsesc în Bazinul Valea Jiului și 5% în Banat) se găsesc în general la adâncimi mari (peste 500 m) și au o structură tectonică complexă, Din totalul de rezerve confirmate, 79% sunt exploatabile, ceea ce ar putea asigura producția pentru o perioadă de 59. Cu toate acestea, din

cauza condițiilor de exploatare de geominerlt și epuizării rezervelor de calitate înaltă, gradul de producție este mult mai scăzut, de aproximativ 25 de ani pentru o producție anuală de 3,5 milioane tone.

Zăcămintele de lignit șl cărbune brun au în general o calitate mai slabă și caracteristicile de geominerlt ale acestora au o influență defavorabilă asupra activității economice a exploatărilor. Din totalul de rezerve de lignit șl cărbune brun (din care aproximativ 80% se găsesc în Bazinul Carbonifer Oltenia) 58% sunt zăcăminte exploatabile, acestea putând asigura o producție de 30 milioane tone pe an, în exploatări de suprafață, pe o perioadă de 50 - 70 ani.

în comparație cu alți combustibili minerali feroșl, cărbunele are următoarele avantaje:

• •    se găsește în mult mai multe zone decât petrolul sau gzul natural,

• •    prețul este relativ stabil,

• •    transportul de la sursă la consumator se realizează cu ușurință,

• •    există tehnologii mature din punct de vedere comercial care permit utilizarea curată a cărbunelui, cu un impact redus asupra mediului.

Singurul Inconvenient în utilizarea cărbunelui pentru producția de energie este emisia mare de CO₂ care contribuie la încălzirea globală. în viitor, din cauza penalizărilor mari privind CO₂, utilizarea cărbunelui s-ar putea să fie costisitoare. Se pare că în următorii ani, costul unei tone de CO₂ eliberată în atmosferă va depăși 25 €.

în ceea ce privește resursele locale de energie minerală, în regiunea Vest se regăsesc rezerve de hidrocarburi, de petrol și gaz. Centrele de exploatare sunt amplasate în zonele de câmpie Vingai și Arancai.

E.ON Gaz este compania locală de distribuție care furnizează gaz natural pentru județul Bacău.

E.ON Gaz este unul dintre cei mal importanți jucători pe piață, furnizând gaz natural pentru mai mult de 20 de județe din partea de nord a țării, inclusiv pentru județul Bacău. Activitățile de transmisie și distribuție a E.ON Gaz au loc în Transilvania, Moldova și Banat.

Cei peste 1,2 milioane clienți ai E.ON Gaz România (din care 95% sunt consumatori casnici și agenție economici șl 5% sunt consumatori industriali) se află în 1.007 localități din mediul urban și rural, pe o suprafață totală aproximativă de 122.600 knr șl sunt deserviți prin intermediul unei rețele cu o lungime de mai mult de 17.600 km.

Rețeaua de distribuție a gazului natural este în. continuă creștere iar numărul stațiilor de reducere a presiunii a crescut în județul Bacău în ultimii ani. De asemenea a crescut și volumul de gaz distribuit.

Nu există date disponibile pentru tendința dezvoltării rețelei de transport a gazului natural în ultimii trei ni. Totuși nu există nici un dublu asupra tendinței de dezvoltare continuă, pentru că tot mai mulți utilizatori casnici s-au deconectat de la rețeaua de termoficare șl și-au achiziționat încălzitoare individuale pe bază de gaz.

Privitor la resursele energetice regenerabile, în Capitolul 2.7.4 se prezintă potențialul energetic al județului Bacău după cum urmează:

• 1)    energie solară. Județul Bacău are un potențial moderat, fiind situat în zona IV de radiații solare, cu o intensitate a radiațiilor solare între 950 și 1050 kWh/m²/an.

• 2)    energia eoliană. Potențialul eolian este relativ scăzut, Bacăul fiind localizat în zona cu viteza medie a vântului de 2-3 m/s.

• 3)    energia geotermată. Județul Bacău nu are resurse geotermale.

• 4)    potențialul biomasei. Județul Bacău are un potențial de peste 1.000 TJ/an, unul dintre cele mai mari din România.

Deșeurile din gospodării și deșeurile industriale nepericuloase pot fi privite ca și surse de energie. Folosirea deșeurilor pentru generarea de energie este de asemenea stipulată și de UE și este posibil să se introducă obligativitatea folosirii pe viitor. Totuși, umiditatea ridicată a deșeurilor casnice, precum și puterea calorică scăzută face mal dificil procesul de tratament termic și de recuperare a energiei. în mod normal, deșeurile din gospodării au o valoare calorică de 10-12 GJ/tonă.

Cantitatea de deșeuri generată anual în județul Bacău este de aproximativ 190.000 t/an. Cantitatea de deșeuri corespunde unei producții de energie de aproximativ 2,0 milioane GJ/an sau 60% din consumul brut actual de energie al CET Bacău in 2007.

• 2.7.3.    Combustibili importați

Singurul combustibil importat folosit de CET BACĂU este gazul natural. E.ON Gaz furnizează către CET Bacău un amestec de gaz de producție internă și de gaz importat. ANRE estimează procentul de gaz Importat din cantitatea de gaz natural furnizat de E.ON Gaz în fiecare trimestru. Potrivit Ordinului ANRE nr. 85/2008 privind aprobarea prețurilor pentru alimentarea reglementată cu gaz și evaluarea de ANRE a cantității și costului mediu de gaz natural furnizat de către E.ON Gaz, cantitatea totală de gaz furnizată în al treilea trimestru al anului 2008 a fost de 33%. Procentul de gaz importat crește ușor în sezonul rece din cauza creșeterii generale a necesarului de gaz pentru consumatori (de exemplu, procentul de gaz importat în cel de-al patrulea trimestru al anului 2007 a fost de 42%).

La nivel național, se estimează o creștere mică a consumului de gaz până în 2015. După 2015, procentul de gaz propriu va descrește din cauza epuizării rezervelor proprii de gaz natural. Tabelul 2.7.3-1 prezintă evoluția estimată a gazului natural importat și propriu în perioada 2007-2015.

Tabel 2.7.3-1: Estimări pentru evoluția gazului domestic și importat, 2007-2015 (sursa: Strategia Națională Energetică a României 2007-2020).

• 2.7.4.    Analiza potențialului de resurse regenerabile de energie

România are un potențial semnificativ de resurse regenerabile de energie: hidroenergie, blomasă, energie solară, energie eoliană și energie geotermală.

Tabelul 2.7.4-1 sprezintă pe scurt potențialul de resurse regenerabile de energie în România potrivit datelor prezentate în Planul Național de Dezvoltare 2007 - 2013:

MW GROUP

Surse regenerabile de energie	Potențial energetic anual
Energie solară: Energie termică Fotovoltaică (PV)	60.000 TJ 1.200 GWh
Energie eoliană	23.000 GWh
Hldroenergle, Din care sub 10 MW	40.000 GWh 6.000 GWh
Biomasă	318.000 TJ
Energie geotermală	7.000 TJ

Un obiectiv important stabilit prin HG 958/2005 este că procentul de electricitate generat din resurse regenerabile de energie ar trebui să ajungă la 33% din consumul național brut de electricitate până în

2010. Pentru atingerea acestui nivel pe lângă utilizarea resurselor hidro și eolieană ar fi necesară și utilizarea de biomasă pentru producerea de electricitate.

• 2.7.4.I.    Energia solară

Pe teritoriul României este posibilă captarea unei cantltăția nuale de energie între 900 și 1450 kWh pe metru pătrat. Radiația medie zilnică este de până de cinci ori mai mare pe timp de vară decât pe timp de iarnă. Pe timp de Iarnă, într-o zi fără nori pot fi capturați 4-5 kWh/m²/zl, radiația solară fiind Independentă de temperatura aerului. în Figura 2.7.4.1-1 este cartografiată radiația solară pe teritoriul României în 2006.

Energia solară poate fi transformată în energie termică sau electrică prin panouri solare, respectiv celule solare. Panourile solare sunt Instalate în general pe acoperlțurile clădirilor sau dacă este cazul unor grupuri mari de panouri, direct pe jos. Un sistem normal poate acoperi 50-65% din necesarul anual de căldură (rată de conectare solară), pe timp de vară, rata de acoperire poate ajunge la 100%.

Sistemele solare moderne au o durată de viață estimată de 20 de ani șl costuri mici de întreținere.

Celulele fotovoitaice (PV) produc electricitate bazată pe radiația solară și sunt în general clnectate la un panou electric. Celulele PV Implică costuri investlționale mari însă costurile de întreținere sunt mici. Piața globală pentru celulele PV s-a extins cu aproximativ 30% pe an în ultimii ani iar investiția pe unitate continuă să scadă.

în concluzie, Agenția Internațională pentru Energie (IEA) estimează că costurile privind electricitatea generată cu ajutorul celulelor PV va descrește de la 14,5-16 Eurocenți/kWh în 2004 la 8-12 Eurocenți/kWh în 2010 și că în 2005 va fi comparabilă cu electricitatea produsă în mod tradițional.

Mu*

• 2.7.4.2.    Energie eoliană

Energia din vânt este, ca șl energia solară, energie curată fără emisii. Viteza și durata vântului determină fezabilitatea unei instalații pentru energie din vânt.

Potențailul de vânt poate fi exprimat prin potențial eolian. în România au fost identificate cinci zone (I-V) eoliene diferite după cum se vede în Figura 1 2.7.4.2-1.

România are un potențial ridicat de vânt în zona Mării Negre, platourile Moldova și Dobrogea și zonele montane. Pot fi Instalate turbine de vânt cu o putere electrică de până la 14.000 MW cu un potențial de a produce approxlmatlv 23.000 GWh/an.

Potrivit unor cercetări realizate în zone de coastă, inclusiv zona în larg, potențialul de dezvoltare al energiei de vânt este de aproximativ 2.000 MW, cu un potențial de a produce 4.500 GWh/an.

Experiența din alte țări europene demonstrează faptul că poate fi obținut un procent de 15-20% de electricitate de vânt din totalul de consum de energie fără complicații și surplus de electricitate în perioadele cu vânt. Canitatea mare de hldroelectricitate va permite chiar un procent mal mare de energie de vânt în amestecul total de producție. Pot fi obținute chiar procente mai mari prin I) introducerea unui consum de energie mal flexibil, adică prin utilizarea de energie de vânt pentru producerea de căldură, de preferat prin pompe de căldură sau ii) montarea de linii suplimentare de transmisie de tensiune înaltă spre țările din jur, facilitând astfel exportul de surplus de energie de vânt.

• 2.7.4.3.    Energie hidroelectrică

Potrivit ultimelor estimări, ptențlalul general de energie hidroelectrică al principalelor râuri din România este de aproximativ 36.000 GWh/an, din care aproximativ 30,000 GWh/an pot fi utilizați doar în condiții comerciale acceptabile.

La sfârșitul lui 2006, capacitatea electrică a centralelor hidraulice era de 6,346 MW. Gradul de utilizare al potențialului tehnic este de 48%. în 2004, 29% din electricitatea produsă în România a provenit de la centralele hidroelectrice.

Pentru perioada 2003-2015 se estimează o creșetere a capacității hidroelectrice instalate la aproximativ 500-900 MW.

• 2 .Z.4.4. Energia geotermală

în România, temperatura surselor hldro-geotermale de „entalple joasă" (cu exploatarea prin forare-extracție) este între 25°C și 60°C (pentru apele subterane) și pentru sursele cu temperatură medie, temperaturile sunt între 60°C și 125°C (ape mezotermale).

Potențialul total de căldură din sursele geotermale este estimat a fi de aproximativ 7.000 TJ/a.

Zonele cu potențial util sunt prezentate în Figura 2.7.4.4-1 de mal jos.

• 2 .7.4.5. Blomasa

România are un potențial ridicat de energie pe bază de biomasă estimat ia aproximativ 7,6 milioane tone/an sau 318.000 TJ/an, reprezentând aproape 19% din consumul total de resurse primare al României în 2000. Potențialul rezervelor de biomasă regenerabilă constă în deșeuri de lemn, deșeuri din agricultură (animale șl de recoltă), deșeuri menajere șl recolte pentru energie.

• 7 5% din potențialul total de biomasă constă în reziduuri din agricultură și industria forestieră. Deșeuri din agriculutră, ca de exemplu paiele constituie una din principalele sursele potențiale de biomasă.

în general, resursele de biomasă sunt distribuite după cum urmează:

• •    90% din total șl 55% din totalul de lemne de foc și deșeuri din lemn se regăsesc în regiunile Carpați și Sub-Carpați,

• •    54% din deșeurlle din agricultură se regăsesc în Câmpia de Sud și Moldova,

• •    52% din potențialul de biomasă se regăsește în Câmpia de Vest.

în prezent, 95% din resursele de biomsă sunt „utilizate direct" sau „arse direct" în furnale, cuptoare pentru încălzire, gătit sau pregătirea de apă caldă, principalul consumator fiind populația. Doar 5% din resursele de biomasă sunt utilizate în centralele electrotermice pentru producerea de abur industrial sau apă caldă.

• 7 0% din resursele de lemn de foc sunt deja utilizate în acest moment.

Figura 2.7.4.5-1 arată potențialul estimat de bio-energie în fiecare județ al României, atât în cifre absolute (TJ/an) cât și în sub formă de procent din necesarul total de energie (%),

în România, pădurile, care au în principal rolul de a îmbunătăți starea mediului, ocupă doar o suprafață de 26,7% din suprafața țării, în comparație cu 40-50% în trecut. în prezent, există teren suficient care este potrivit pentru culturile de păduri. Potențialul de dezvoltare al culturilor de păduri este ridicat șl valorificarea biomasei obținute în urma producerii de biomasă ar putea fi Imboldul financiar pentru inițierea unei acțiuni majore pentru dezvoltarea de culturi forestiere la nivel național.

în ceea ce privește producția de recolte pentru energie, apare un alt aspect important. Din cauza creșeterll prețurilor alimentelor trebuie studiat foarte bine aspectul privind producerea globală de energie din recoltele pentru energie. Astfel, deșeurile din agricultură și Industria forestieră trebuie considerate ca principalele surse de biomasă.

• 2.8.    Impactul asupra mediului

  • 2.8.1    Descriere generală

Zona critică în municipiul Bacău în corelație cu calitatea aerului este situată în apropierea platformei industriale Bacău Sud, din cauza operatorilor SC AMURCO SRL Bacău, SC LETEA SA Bacău, SC CET SA Bacău responsabili pentru Importante emisii poluante.

SC CET SA Bacău a implementat un model de dispersie a aerului pentru praf, SO2 și NOx. Rezultatele au dovedit faptul că zona orașului Bacău nu este afectată de emisiile SC CET SA BACĂU, poluarea afectând zonele rurale: în partea de sud Rădomlrești - Galbeni Iar în partea de nord localitatea Săuceștl.

Luând în considerare Ordinul Ministerial nr. 346/2007 privitor la aprobarea listei ce include situația aerului ambiant din localitățile ce aparțin Zonelor de Dezvoltare 1-7, în conformitate cu prevederile O.M. 745/2002, Bacăul este inclus în:

• •    - lista 1- zone unde nivelele de concentrații pentru anumiți poluanțl sunt mai mari decât valorile limită și marginile de toleranță pentru S0₂

• •    - lista 2- zone unde nivelele de concentrații pentru a numiți polua nți sunt mai mari decât valorile limită și marginile de toleranță pentru PM₁₀.

CET Bacău are 3 IMA-uri, după cum urmează:

• •    IMA nr.l- 343 MW - arzător mixt ce folosește lignit, gaz natural și/sau păcură

• •   IMA nr.2 -76.5 MW - arzător mixt ce folosește gaz natural șl/sau păcură

• •  IMA nr.3- 127.8 MW- arzător mixt ce folosește gaz natural și/sau păcură

Sistemul de termoficare include rețeaua de transmisie (66 km lungime), rețeaua de distribuție (222 km lungime incluzând șl sistemul de „insule"), 57 substații și 10 instalații locale cu cazane pe bază de abur.

• 2,8.2 . Emisii în aer, apă și sol

RPM Bacău a emis autorizații Integrate de mediu pentru toate IMA-uri cu Planurile de Acțiune aferente (după cum se vede în Capitolul 2.6.4). Potrivit Directivei Seveso II transpusă de HG 804/2007 Instalațiile prezintă pericole minore și operatorul a pus la punct o politică de Prevenire a Accidentelor Grave și a Identificat zonele cu riscuri mari de poluare și risc.

Emisiile în aer

Potrivit Ghidului Național al Poluanților Emlși, poluanțll specifici emlșl din procesul de ardere sunt: CO2, CO,CH4, N2O, NOx, SO2, As , Cd, Cr, Cu, Ni, Pb, bioxlnă și furan, cloruri. Principalii poluatori ai aerului reglementați de autorizația integrată sunt SO₂, NOx și praful pentru care au fost stabilite Valori Urnite de Emisie (ELV) după cum se vede în tabelul de mai jos. în tabel sunt incluse și emisiile reale din anul 2007. Concentrațiile (mg/Nm³) reprezintă o medie pentru 2007.

IMA	SO2		NOx		Praf
	Emisii	VLE	Emisii	VLE	Emisii	VLE
	mg/Nm5	mg/Nm3	mg/Nm3	mg/Nm5	mg/Nm3	mg/Nm3
IMA 1	3300	1028	310	600	105	100
IMA 2	0	35	220	300	0	5
IMA 3	0	35	165	300	0	5

Tabel 2.8.2-1: Emisii reale în 2007; VLE

S-au înregistrat importante depășiri ale emisiilor de praf șl SO2 de la IMA1, ceea ce a dus la poluarea aerului și la un impact negativ asupra sănătății populației.

Pentru SO₂, NO_X și praf au fost stabilite limitele maxime admise de emisii (tone/an) upă cum urmează:

IMA	LCP	SOa		NOX		Praf
		Emisii	Prag	Emisii	Prag	Emisii	Prag
		Tone/an	Tone/an	Tone/an	Tone/an	Tone/an	Tone/an
IMA X	LCP X	1309	1281	259	1057	60	156
IMA 2	LCP 2	0	127	18	42	0	1
IMA 3	LCP 3	0	0	3	20	"o	1

Tabel 2.S.2-2; Cantități efective ale emisiilor șl ale pragurilor de emisii

Emisiile efective anuale de S02 de la IMA1 au depășit pragul stabilit în Permisul Integrat de Mediu.

Drept rezultat al negocierilor la aderarea României la UE (Bruxelles, 31 martie 2005) au fost alocate următoarele perioade de tranziție.

	SO2	NOX	Praf
IMA 1	31.12.2012	-	31.12.2009
IMA 2	-	-	-

Cantitatea de emisii difuze este nesemnificativă.

IMA2 și IMA3 operează pe bază de gaz natural, păcura fiind combustibilul de rezervă.

Emisii de CO2

Emisiile de CO2 în ultimii 3 ani de ia IMA+URILE DIN Bacău au fost:

IMA	2005 [tone/an]	2006 [tone/an]	2007 [tone/an]
IMA1	278244	211807	178566
IMA2	16560	16830	13708
IMA3	18316	15830	24056

Sistemul de monitorizare actual

IMA1 are un sistem on-line de verificare a sistemului pentru praf, inclusiv două aparate de măsură pentru opacitate OLDHAM de tip EP 1000A. Măsurările pentru SO2 și NOx sunt determinate prin prelevarea neregulată de eșantioane folosind echipamentul electro-chimic portabil DELTA 2000.

IMA2: Măsurările pentru SO2 și NOx sunt determinate prin prelevarea neregulată de eșantioane folosind echipamentul electro-chimic portabil DELTA 2000.

IMA3: Măsurările pentru SO2 și NOx sunt determinate prin prelevarea neregulată de eșantioane folosind echipamentul electro-chimic portabil DELTA 2000. Gazele de evacuare sunt măsurate continuu cu ajutorul aparatului Kinso model 502.

Măsurările determinate prin prelevarea de eșantioane din punctele cheie stabilite de comun acord cu autoritățile de mediu.

Emisii în apă

Sunt deversate următoarele tipuri de ape uzate:

• •    Ape uzate menajere sunt deversate în ITAU

• •    Apa uzată tehnologică din depozitul de țiței (după separarea țițeiului ) și apa uzată tehnologică din procesul de neutralizare sunt amestecate cu zgura șl cenușa și trimisă către depozitul de zgură și cenușă;

• •    Apele meteorice (după procesul de sedimentare) sunt deversate direct în Râul Bistrița;

• •    Apa de drenaj din depozitul de zgură șl cenușă este refolosită în cadrul procesului de transport a zgurii și cenușii.

CM A pentru principalii polua nțl pentru apa utilizată sunt stabiliți în concordanță cu legislația în vigoare (HG 351/2005 privind aprobarea Programului pentru eliminarea progresivă a deversărilor, emisiilor și pierderilor de substanțe periculoase și HG 352/2005 privind aprobarea normelor pentru evacuarea de ape uzate și autorizația de gospodărire a apelor emisă de autoritățile de apă). în 2007, pentru apele uzate evacuate nu au fost înregistrate depășiri al CMA.

Calitatea apetor de adâncime este monitorizată în cadrul locației operatorului și în cadrul depozitului de zgură și cenușă de 4 ori pe an. Parametrii analizați se conformează cu prevederile Legii 458/2002 privitoare la calitatea apel de băut, cu excepția concentrațiile de amoniac șl sulfați în unele foraje. Toate

forajele respective sunt localizate lângă SC SOFERT SA BACĂU producător de îngrășăminte pe bază de azot șl fosfor șl este posibil ca acest operator să fie cauza acestei poluări a apelor de adâncime.

Emisii în sol

Surse posibile de poluare sunt:

• •    Pierderea accidentală a produselor petroliere din depozite, din activitățile de transport șl descărcare;

• •    Deversarea necontrolată a diverselor deșeuri pe sol;

• •    Deversarea accidentală a apei din depozitul de zgură și cenușă ;

• *    Răspândirea pe calea aerului a zgurii și a cenușii.

Cu toate că nu s-au Identificat poluări Importante ale solurilor după analiza acestora în zona CET BACĂU, s-au identificat două locații unde s-au depășit valorile de alertă stabilite în M.O, nr. 756/1997, pentru depășirea de anumiți ioni metalici. S-a stabilit că poluarea rezultată nu a fost din vina operatorului.

• 2.8.3    Deșeurlle

Operatorul generează următoarele tipuri de deșeuri:

• •    Deșeuri nepericuloase (metalice^casnice, zgură, cenușă, praf de cărbune, sedimente din bazinele de sedimentare);

• •    Deșeuri periculoase (ulei uzat, sedimente din depozitele de păcură).

Depozitul de zgură și cenușă este situat la 3,8 km de IMA, în albia Șiretului Inferior (între Furnicari și Rușl-Ciutea). Suprafața totală a depozitului este de aproximativ 50 ha, zona de deversare efectivă fiind de 35,7 ha, cu o capacitate de 1.900.000 m . Depozitul operează cu recircularea totală a apel.

Conform planului de Implementare a Directivei 1993/31/CE depozitul de zgură și cenușă operat de CET Bacău este considerat un depozit de deșeuri nepericuloase. Pentru a se conforma prevederilor Directivei, operatorul beneficiază de o perioadă de tranziție (până la 31.12.2013).

• 2.9.    Necesarul termic actual

Cantitatea de energie termică și abur Industrial vândută consumatorilor de energie termică ai SC CET Bacău în ultimii trei ani este prezentată în Tabelul 2.9-1.

Tabel 2.9-1. Vânzări anuale de energie termică către consumatorii de energie termică ai CET Bacău, 2005-2007

Categorie de consumatori	2005 [TJ/an]	2006 [TJ/an]	2007 [TJ/an]
Locuințe	1.021	878	723
Instituții publice	120	128	118
Sectorul de servicii	14	19	30
Abur pentru Industrie	1	0	0
Total	1.156	1.025	871
[%]*)	100	89	75

Surssă: SC CET Bacău

*) Procent comparat cu cel aferent celui din anul de referință (2005)

în Bacău, energia termică este livrată consumatorilor printr-un sistem centralizat de termoficare. Cantitatea de energie termică livrată către rețeau principală șl rețelele de termoficare locale, sub formă de abur și apă fierbinte (pentru încălzire și apă caldă menajeră) în ultimii trei ani este ilustrată în Tabelul 2.9-2.

Tabel 2.9-2. Total producție de energie termică livrată la Ieșirea din centralele operate de CET Bacău

Energie termică livrată către rețele	2005 [TJ/an]	2006 [TJ/an]	2007 [TJ/an]
De la CET pe lignit (IMA1)	1.082	786	666
De la stația de reducere a presiunii (SRP)	45	37	24
De la cazanul au abur (CAI = IMA2)	220	216	174
De la cazanul cu apă (CAF = IMA 3)	187	237	331
De Ia centralele termice locale	96	213	145
Total	1.533	1.275	1.195

Sursă: CET SC Bacău

Notă: Diferența destul de mare între căldura vândută consumatorilor (Tabelul 2.9-1) și totalul de căldură generată reprezintă pierderile din rețelele primare șl secundare.

în 2007, cantitatea de energie termică vândută pentru apă caldă menajeră și încălzire a descrescut cu aproximativ 25% comparativ cu 2005. Această descreștere se datorează unei combinații de factori ca de exemplu:

• •    O descreștere cu 10% a suprafeței de încălzit. Numărul de locuințe conectate a descrescut cu 13% de la 29314 în 2005 la 25383 în 2007. Numărul de instituții publice șl de consumatori din sectorul de servicii a rămas constant în această perioadă;

• •    O descreștere cu 4% datorată unu ei Ierni mal blânde în 2007 comparativ cu 2005 (numărul de grade-zile de încălzire în 2007 a fost cu aproximativ 5% mai mic decât în 2005);

Restul de descreștere, de aproximativ 11% între 2005-2007 s-a datorat unor îmbunătățiri a eficienței energetice a clădirilor și moderinlzarea substațlllor.

Deconectări/reconectări de consumatori

O parte a descreșterii consumului de energie termică din ultimii ani se datorează deconectărilor de consumatori.

Tabel 2.9-Tabelul 2.9-3 prezintă numărul de consumatori pe categorie de consumatori și numărul total de consumatori conectați la rețelele de termoficare în Bacău în ultimii trei ani (2005-2007).

Tabel 2.9-3. Consumatori conectați la sistemul de termoficare, 2005-2007
Categorie de consumatori	Unitate	2005	2006	2007
Locuințe	Nr.	29.314	27.828	25.383
Instituții publice	Nr.	60	64	64
Sectorul de servicii	Nr.	8	8	8
Industrie	Nr.	N/A	N/A	N/A
Total	No.	29.322	27.900	25.455
[%]*)	%	100	95	87

Sursă: SC CET Bacău

*) Procent comparat cu cel din anul de referință (2005)

Numărul de consumatori a fost redus cu aproximativ 5% din 2005 în 2006 și aproximativ 8% din 2006 în 2007 din cauza deconectărilor.

Suprafața încălzită șl necesarul termic net

Tabelul 2.9-4 prezinră totalul de suprafață încălzită pe categorie de consumatori conectateți la rețelele de termoficare în Bacău în 2007.

Tabelul 2.9-4. Suprafața încălzită conectată la rețelele de termoficare, 2007

Tip clădire	Unitate	Sistem principal	Sisteme „Insulă"	Total
Locuințe*)	M2	1.401.000	122.000	1.523.000
Clădiri publice**)	M2	N/A	N/A	341.000
Sector de servicii**)	M2	N/A	N/A	65.000
Industrie	M2	N/A	N/A
Total	M2			1.929.000

Sursă: SC CET Bacău

*) Calculat pe baza a 60 m2 pe apartment

• *) Estimat pe baza consumului de energie termică

Intensitatea termică a descrescut cu aproximativ 15% în ultimii trei ani. Descreșterea Intensității termice se datorează parțial diferențelor climatice (vara anului 2007 a fost mai caldă decât vara anului 2005). în afară de diferențele climatice, acest declin se datorează îmbunătățirilor din punct de vedere al eficienței energetice a clădirilor și modernizării substațiilor,

în 2005, consumul mediu de căldură pe apartament în România a fost de aproximativ 10 GCal/an (42 GJ/an). Cu o mărime medie de apartament de aproximativ 60 m², necesarul termic specific ar fi de aproximativ 70 GJ/100 m². Din acest punct de vedere, Intensitatea termică a clădirilor conectate la rețeaua de termoficare în Bacău în 2007 (aproximativ 48 GJ/100 m²) este cu aproximativ 35% sub media la nivel de țară. Aceasta se poate datora în general atât fluctuațiilor de sezon/anuale șl schimbărilor climatice. Intensitatea termică foarte scăzută în Bacău poate fi explicată prin următoarele:

• •    anul 2007 a fost un an destul de blând;

• •    un procent ridicat de consumatori cu contorizare individuală a consumului de apă caldă (aproape toate locuințele până la sârșitul anului 2007);

• •    o mare parte a clădirilor cu contorizarea consumului de energie termică (76% din toate clădirile până la sfârșitul anului 2007);

• •    un venit mediu scăzut în oraș care forțează consumatorii să economisească energia;

• •    există apartamente conectate la sistemul de termoficare care nu sunt locuite pe timp de iarnă, nefiind astfel încălzite.

Cu toate acestea, scăderea semnificativă a Intensității termice între 2005 și 2007 Indică faptul că au fost deja realizate economisiri semnificative de energie datorită Introducerii plății potrivit consumului contor!zat de energie termică șl apă caldă menajeră și îmbunătățirilor din punct de vedere al eficienței energetice a clădirilor. Din economisirea de energie de 41,5% din sectorul de clădiri până în 2020, asumată prin Strategia Națională Energetică 2007-2020, 11-12% au fost deja atinse până la sfârșitul anului 2007.

• 2.10. Instalații existente și performanțe actuale

ET Bacău a fost dat în folosință în 1997. Centrala electrică a fost construită pentru a livra abur clienților Industriali și apă fierbinte către oraș. Astfel, turbina cu abur este proiectată cu 2 extracții de abur, după cum urmează: o extracție pentru abur industrial la o presiune variabilă (între 15 șl 9 bari) șl o extracție la 1,5 bari pentru a furniza termoficare către oraș.

Cantltatea de abur livrată către cllențli industriali a descrescut din 1997. La ora actuală, livrarea de abur către cllenți Industriali a fost sistată în totalitate și doar apă fierbinte șl energie termică pentru apă caldă menajeră sunt livrate către toate categoriile de consumatori.

La ora actuală, termoficarea în Bacău este asigurată din două tipuri diferite de sistem:

• •    un sistem mare, centralizat constând în CET Bacău cu rețelele de transport și distribuție (sistemul principal) utilizând energie termică din cogenerare, furnizată de la centrala electrotermică (CET 1) și o Instalație de cazan local (CET 2). Sistemul principal are trei surse de producție, toate trei fiind clasificate ca IMA-uri (IMA 1 și 2 în CET 1 și 1MA 3 în CET 2).

• •    centrale termice locale cu rețele proprii de distribuție (sisteme „insulă"), Din cauza mărimii, nicluna din centralele termice locale nu sunt clasificate ca IMA-uri.

în cazul ambelor sisteme, limita legală între instalațiile aflate în proprietatea municipalității și cele aflate în proprietatea proprietarilor clădirilor este după cum urmează:

• •    în cazul locuințelor și Instituțiilor publice limita se află la punctul în care conductele de distribuție a energiei termice și a apei calde menajere intră în clădire;

• •    în cazul celorlațl cllenți care au propriile substațil limita se află în punctul în care conductele de distribuție Intră în substație.

Operatorul S.C. CET Bacăau S.A. (CET Bacău) operează sistemul principal șl cele 10 sisteme „insulă". Aceste sisteme nu au fost conectate la sistemul principal pentru că până acum această conectare s-a considerat a fi prea costisitoare.

Figura de mai jos prezintă o schemă a sistemului principal.

CET Bacau-Schema termomecanica simplificata -instalații de producere, transport si distribuție energie termica

Tabelele 2.10-1 șl 2.10-2 de mai jos descriu compoziția sistemului principal.

Tabel 2.10-1. Instalații de producție, sistem principal

Unități de producție CET 1 (IMA1 șl IMA2)
Instalație	Parmetril tehnici	An dare în folosință	Observații
Turbină cu abur de tip DSL-50-1 cu extracție de abur (IMA 1)	50 MWe 140 barl 550 oc	1998	Proiectat pentru extracție de abur industrial și urban
Cazan cu abur de tip CRG - 1870	420 T/h 140 barl 550 OC	1998	Capacitate termică de 343 MWt
Cazan cu abur industrial ca unitate de vârf pentru producție de abur (IMA 2)	100 T/h 17 bari 280 °C	1975	Capacitatea termică de 71 MWt
Patru schimbătoare de căldură ca unități de bază pentru producția de apă fierbinte	Capacitate termică totală: 279 MWt	1998-2004	BB1 - 1998 BV1 - 1998 BV2 - 2000 BB2 - 2004
Turbină pe gaz	14 MWe 22 MWt	2008
Cazan pe gaz pentru ajustarea rapidă a sarcinii termice la turbina pe gaz	3 MWt	2008
Cazan cu recuperare de căldură pentru utilizarea energiei termice produse de turbina pe gaz	22 MWt	2008
3 schimbătoare de căldură pentru energie termică de la cazanul cu recuperare de căldură de 12,5 MWt fiecare	22 MWt	2008
Unități de producție CET 2 (IMA3)
Cazan apă fierbinte ca unitate de vârf pentru producție de energie termică	116 MWt	1979

Sursă: SC CET Bacău

Capacitatea totală instalată este de 64 MWe (electricitate) șl de 555 MWt (cazane cu abur șl apă fierbinte) Iar sarcina de vârf actuală a necesarului termic este mult mai mică decât capacitatea. Capacitatea reală e de aproximativ 350 MWt, pentru că doar o parte din capacitatea termică de la IMA 1 poate fl livrată către sistemul de termoflcare. Sarcina de vârf actuală a necesarului termic este de aproximativ 125 MWt (26% din capacitatea termică disponibilă). Necesarul termic minim actual (vara) inclusiv pierderile din rețea este de aproximativ 15 MWt (3% din capacitatea termică disponibilă). Un sistem de termoflcare proiectat corespunzător ar avea o capacitate termică totală corespunzătoare sarcinii de vârf a necesarului termic cu cazanul cu capacitatea cea mai mare scos din operare, corespunzând la 100% de capacitate de rezervă când un cazan este oprit.

în plus față de caza ne le menționate mal sus, în ultimii ani a fost în construcție un alt cazan cu abur de 420 T/h aparținând IMA l.Cel de-al doilea cazan nu a fost finalizat niciodată șl se estimează cp va fi dărâmat în curând.

• MM ORO UF

Tabelul 2.10-2. rețea șl substații, sistem principal

Rețea de transport, sub stații $1 rețea de distribuție de energie termică șl apă caldă menajeră
Item	Descriere	Observații
Rețea de transport	0 singură conductă cu o lungime de 131 km sau conducte duble cu o lungime de 65.5 km
Substații	•    57 substații cu o putere totală de 310 MWt în proprietatea SC CET Bacău SA •    10 substații cu o putere totală de 21 MWt în proprietatea cllențllor	Capacitate totală de 331 MWt a substațiilor
Rețea de distribuție de energie termică și apă caldă menajeră	Conducte cu o lungime de 409,3 km sau un circuit cu o lungime de 204,6 km a circuitului de încălzire și conducte cu o lungime de 345 km sau un circuit cu o lungime de 204,6 pentru apă caldă menajeră	Aproximativ 32% din rețeaua de apă caldă menajeră este fără conductă de recirculare

Sursă: SC CET Bacău

Lipsa conductei de reclrculare pentru apă caldă menajeră în multe locuri duce la un serviciu de calitate slabă, pentru că, deseori, consumatorii vor trebui să lase apa să curgă preț de câteva minute, înainte ca aceasta să ajungă la temperatura dorită.

Compoziția celor 10 sisteme „insulă" ete descrisă în Tabelul 2.10-3.

Tabel 2.10-3. Sisteme „insulă"

Item	Descriere	Observații
Unități de producție	10 centrale termice locale	Capacitate totală de 59 MW a centralelor termice
Rețea de distribuție a energiei termice și a apel calde menajere	Conducte cu o lungime de 34,8 km sau un circuit pentru încălzire cu o lungime de 17,4 km. Conducte cu o lungime de 35,8 km sau circuit pentru apă caldă menajeră cu o lungime de 17,9 km	A few locatIons have an addltlonal HTW circuit for high rlse bulldings

Sursă: SC CET Bacău

• 2,10.1.    Instalații generatoare de energie termică șl energie electrică

Sistemul principal are 3 cazane mari pentru producția de abur și apă fierbinte:

• •    un cazan cu abur de tip CRG 1870 (IMA1) care furnizează abur către o turbină cu două extracții de abur de tip DSL 50;

• •    un cazan cu abur de tip Babcock pentru producția de abur industrial (IMA2);

• •    un cazan apă fierbinte (IMA3) pentru producția de apă fierbinte ca sarcină de vârf și capacitate de rezervă.

Tabelul 2.10-4 prezintă caracteristicile principale ale cazanelor care alimentează sistemul principal.

Tabel 2.10-4. Caracteristicile cazanelor, sistem principal

	IMA 1 Cazan cu abur CRG-1870	IMA 2 Cazan cu abur Babcock	IMA 3 Cazan apă fierbinte
Capacitate [MWt]	343	71	116
Tipuri de combustibili	Lignit, combustibil lichid greu și gaz natural	Combustibil lichid greu și gaz natural	Combustibil lichid greu și gaz natural
An dare în folosință	1997	1975 11	1979
Anul ultimei reparații	Fără reparație	1998	2003
Ore de funcționare de ultima reparație	39.891	8.219	6.500
Ore de funcționare de la darea în folosință	39.891	8.219	Date lipsă
Eficiență inițială	86	92.5	88

Sursă: SC CET Bacău Notă:

1) Cazanul cu abur Babcock (IMA 2) a fost dat în folosinț/în 1975 de generatorul de energie electrică Borzești. CET Bacău a preluat cazanul de la Borzești în 1998, când a fost modernizat și repus în funcțiune. Numărul total de ore de funcționare de la darea în folosință în 1975 nu este cunoscut de CET Bacău, însă se pare că este cu mult mai mare decât numărul de 8.219 ore indicat, din cauza perioadei lungi trecute (23 ani) de la darea în folosință.

Tabelul 2.10-5 prezintă caracteristicile turbinei cu abur de 50 MWe din CET 1,

Tabel 2.10-5. Caracteristicile principale ale turbinei cu abur

	Turbină cu abur DSL 50
Tip	Turbină cu abur cu condensare cu 2 extracții: extracție industrială la 15 barl șl extracție urbană la 1.5 barl
Energie electrică	50 MWe
Capacitate termică	Maxim 187 MWt (din ambele puncte de extracție a aburului). Abur industrial: maxim 230 t/h la o presiune variabilă (între 15 șl 9 barl). Abur pentru termoficare: debit maxim de 160 t/h la 1.5 barl
An dera în folosință	1998
Anul ultimei reparații	2002
Ore de funcționare de ultima reparație	38.186
Ore de funcționare de la darea în folosință	22.214

Sursă: SC CET Bacău

Tabelele 2.10-4 și 2.10-5 de mai sus prezintă numai valorile nominale ale principalelor caracteristici ale surselor de producție. Performanța și eficiența reală în condiții reale sunt determinate pe baza datelor reale privind consumul de combustibil, șl producția de energie termică și energie electrică.

Datele privind comsumul de combustibil, producția de energie termică și energie electrică și eficienșa rezultată a conversiei de energie pentru anul 2007 sunt prezentate mai jos pentru fiecare unitate de producție (cazane și turbine).

Figura 2.10-6 prezintă o diagramă Sankey pentru linia de cogenerare pe bază de abur (IMA1) pentru 2007. Eficiența generală de cogenerare (49% atât energie termică cât șl energie electrică) este mult sub valorile BAT de aproximativ 80-85% pentru unități noi de cogenerare.

Această valoare se datorează în principal dispariție pieței de abur industrial, ceea ce forțează CET Bacău să opereze IMA 1 la o sarcină mult prea mică sau să fie scoasă din funțlune pe timp de vară, când necesarul termic este prea mic pentru a atinge capacitatea minimă de funcționare a cazanului cu abur. Dispariția necesarului de abur Industria! a făcut ca turbina cu abur existentă să fie destul de ineficientă din cauza faptului că a fost proiectată pentru extracția unei cantități mari de abur industrial.

Un alt motiv pentru o eficiență scăzută este numărul mare de spărturi în rețeaua de transport. Când rețeaua nu este în folosință, centrala este operată sau în regim de condensare sau este scoasă din funcțiune.

Municipalitatea și CET Bacău și-au dat seama că nivelul de eficiență al liniei de cogenerare pe bază de lignit a scăzut sub nivelul la care operarea continuă a unei facilități de cogenerare supradimensionată este fezabilă șl este în strategia municipală de termoficare este previzională închiderea unității până în 2010.

Sursă: SC CET Bacău

Figura 2.10-7 prezintă alimentarea lunară cu energie termică de la IMA1 în perioada 2005-2007. După cum se vede din figură, unitatea de cogenerare funcționează numai 6 luni/an. De asemenea, se poate observa că producția de energie termică a descrescut în timpul aceleiași perioade.

Pentru a avea o cogenerare eficientă cu atingerea cerințelor de mediu privind SO₂, N0_x și praf, reducerea producției de CO₂ și calificarea pentru u bonus de cogenerare eficientă începând cu 2009, în 2008 a fost dată în folosință o nouă unitate CET pe bază de turbină pe gaz. Aceasta are o capacitate de generare de energie electrică de 14 MWe și o capacitate de generare de energie termică de 22 MWt.

Figura 2,10-8 prezintă o diagramă Sankey pentru linia de cogenerare turbină pe gaz.

Sursă: SC CET Bacău

Tabelul 2.10-9 prezintă caracteristicile principale ale liniei de cogenerare turbină pe gaz din CET 1.

Tabel 2.10-9. Principalele caracteristici ale liniei de cogenerare turbină pe gaz din CET 1

Echipament	Producător	Tip	An dare în folosință	Energie electrică [MWe]	Energie termică [MWt]
Unitate de cogenerare cu turbină pe gaz	TURBOMACH (Elveția)	TBM T130	2008	14	22
	OHL Technologies GmbH	Cazan cu recuperare de căldură
Cazan apă fierbinte	LOOS International	UT-L 3700			3
Compresor		înșurubare șl injecție/ ELT 321/900		0,9
Schimbătoare de căldură		plates			3x12.5

Sursă: SC CET Bacău

Pentru noua linie de cogenerare cu turbină pe gaz sunt disponibile doar datele de proiectare.

Figura 2.10-10 prezintă o diagramă Sankey pentru cazanul cu abur Babcock (IMA 2) pentru 2007.

Eficiența generală (91%) este acceptabilă.

Figura 2.10-10. Diagramă Sankey pentru cazanul cu abur Babcock (IMA 2) pentru 2007

Sursă: SC CET Bacău

Figura 2.10-11 prezintă cantitatea lunară de energie termică furnizată de cazanul cu abur Babcock (IMA2) între 2005-2007.

Figura 2.10-11. Cantitate lunari de energie furnizati de IMA2, 2005, 2006 și 2007

Apă fierbinte furnizată de cazanul cu abur (IMA2)

|2OO5M2006 «20071

Sursă: SC CET Bacău

Scopul cazanului pentru generare de energie termică, ca parte a instalației de cogenerare, este de a acoperi necesarul termic de vârf în timpul sezonului de încălzire și să asigure o capacitate de rezervă pentru perioadele scurte când Instalația de cogenerare nu este în folosință din cauza reparației sau întreținerii. Oricum, în ultimii ani, IMA 2 nu a fost folosit doar ca o capacitate de sarcină de vârf șl de rezervă. Cu toate că IMA 2 este destinat, în principal, pentru operare la sarcină de vârf, a produs energie termici pe timp de vară (2005 - mai - septembrie) șl ocazionai în sezonul de încălzire (2005, 2006 și 2007 - martie, aprilie, octombrie), substituind astfel energia termică din cogenerare (IMA 1). Acest mod Ineficient de operare este cauzat în principal de dispariția pieței de abur Industrial, ceea ce a făcut ca IMA 1 să fie supradimensionat și ineficient la sarcini termice normale. Doar în timpul lunilor cele mai reci de Iarnă este fezablllă operarea IMA 1.

Figura 2.10-12 prezintă o diagramă Sankey pentru cazanul apă fierbinte IMA 3 pentru 2007. Eficiența generală (75%) este cu mult sub valorile BAT precum și valoarea proiectată (88% -Tabelul 2.10-4).

FICHTNER

Flgur 2.10-12. Diagramă Sankey pentru cazanul cu apă fierbinte IMA 3 pentru 2007

Sursă: SC CEI Bacău

Eficiența scăzută a IMA 3 indică o nevoie urgentă de ra pa rații.

Figura 2.10-13 prezintă cantitatea lunară de energie termică furnizată de cazanul cu apă fierbinte IMA 3 în perioada 2005-2007.

Figura 2.10-13. Cantitate lunară de energie termică furnizată de IMA 3, 2005, 2006 $1 2007

Apfi fierbinte furnizata de cazanul apă fierbinte (IMA3)

TJ

[2005 «2006 2007

Sursa: SC CET Bacău

Cantitatea de energie termică produsă de IMA 3 a crescut în această perioadă. în 2007, cazanul apă fierbinte a produs energie termică timp de 10 luni, pe durata întregii perioade de vară. IMA 3, care este destinat pentru operarea la sarcină de vârf șl de rezervă, înlocuiește cogenerarea pe bază de abur din IMA 1 din cauza vechimii IMA1, care nu poate fi operat eficient la o sarcină termică scăzută.

Figura 2.10-14 prezintă o diagramă Sankey a întregului sistem centralizat de termoficare în Bacău pentru 2007, inclusiv IMA 1, 2 și 3.

Figura 2.10-14. Diagrama Sankey a întregului sistem centralizat de termoficare în Bacău, 2007

Sursa: SC CET Bacău

Sistemul este caracterizat de o eficiență scăzută a centralelor de cogenerare și termice (IMA1, IMA2 șl IMA3) precum șl mari pierderi în sistemul principal de termoficare. Eficiența de generare de energie electrică șl termică netă generală, combinată este de 34%, ceea ce duce la decizia de a închide urgent IMA1. Pierderile de căldură constituie 13.5% din consumul brut de energie și 36% din energia termică livrată către rețea, ceea ce demonstrază faptul că rețelele trebuie reabilitate urgent.

Pentru o privire de ansamblu mal bună asupra debitelor de energie (consum de combustibili primari șl producție șl vânzare de energie termică și electrică), Tabelul 2.10-15 prezintă debitele de energie pentru unitățile operate de SC CET Bacău în ultimii trei ani.

Tabel 2.10-15. Debite de energie pentru unitățile operate de SC CET Bacău, 2005, 2006 $1 2007.

Nr. Item	Nume	Unitate	An
			2005	2006	2007
1	Total energie termică produsă de centrala termo-electrică	MWht/an	507.661	419.495	380.669
		GJ/an	1.827.580	1.510.183	1.370.410
		%	100	82,6	75,0
2	Pierderi de căldură în rețeaua de transmisie	MWht/an	72.367	63.870	44.602
		GJ/an	260.522	229.932	160.566
		%	100	88,3	61,6
		% 2)	17,0	18,0	13,4
3	Pierderi de căldură în rețeaua de distribuție a centralei electro-termice	MWht/an	52.689	50.748	74.632
		GJ/an	189.680	182.694	268.676
		%	100	96,3	141,6
		% 2)	12,4	14,3	22.5
4	Total energie termică furnizată de centrala electro-termică	MWht/an	426.228	354.241	331.891
		GJ/an	1.534.422	1.275.269	1.194.809
		%	100	83,1	77,9
		%3)	84,0	84,4	87,2
5	Total cantitate de apă fierbinte produsă în centrala electro-termică	MWht/an	465.769	379.290	351.764
		GJ/an	1.676.768	1.365.445	1.266.352
		%	100	81,4	75,5
		%3)	91,7	90,4	92,4
6	Total cantitate de abur prousă în centrala electro-termică	MWht/an	41.892	40.205	28.905
		GJ/an	150.812	144.738	104.058
		%	100	96,0	69,0
		% 3)	8,3	9,6	7,6
7	Total cantitate de apă fierbinte furnizată de centrala electro-termică	MWht/an	425.883	354.241	331.891
		GJ/an	1.533.178	1.275.269	1.194.809
		%	100	83,2	77,9
		%4)	99,9	100,0	100,0
		%3)	83,9	84,4	87,2
8	Abur furnizat de centrala electro-termică	MWht/an	346	0	0
		GJ/an	1.244	0	0
		% 11	100	0,0	0,0
		% 4>	. 0,1	0,0	0,0
		% 6>	0,8	0,0	0,0
9	Consum propriu de energie termică	MWht/an	81.433	65.254	48.778
		GJ/an	293.158	234.914	175.601
		%	100	80,1	59,9
		%3>	16,1	15,6	12,8
10	Total cantitate de energie termică din cogenerare (apă fierbinte și abur)	MWht/an	373.337	273.598	219.020
		GJ/an	1.344.012	984.954	788.472
		% 11	100	73,3	58,7
		%3)	73,5	65,2	57,5
11	Total cantitate de energie termică din unități de vârf (abur și apă fierbinte)	MWht/an	134.325	145.897	161.649
		GJ/an	483.568	525.229	581.938
		%	100	108,6	120,3
		% 3)	26,5	34,8	42,5
12	Total cantitate de apă fierbinte din cogenerare	MWht/an	336.062	238.752	193.822
		GJ/an	1.209.823	859.508	697.758
		%1J	100	71,0	57,7

JM AIA

MM CROUF

Nr. Item	Nume	Unitate	An
			2005	2006	2007
		%7’	90,0	87,3	88,5
		%6)	72,2	62,9	55,1
13	Total cantitate de abur din cogenerare	MWht/an	37.275	34.846	25.198
		GJ/an	134.189	125.446	90.714
		% l)	100	93,5	67,6
		% 7)	10,0	12,7	11,5
		% 61	89,0	86,7	87,2
14	Apă fierbinte din unități de vârf	MWht/an	129.707	140.538	157.943
		GJ/an	466.945	505.937	568.594
			100	108,4	121,8
		% 8)	96,6	96,3	97,7
		% 5)	27,8	37,1	44,9
15	Abur din unități de vârf	MWht/an	4.618	5.359	3.707
		GJ/an	16.623	19.292	13.344
		%	100	116,1	80,3
		% 8)	3,4	3,7	2,3
		% 6)	11,0	13,3	12,8
16	Apă adaos pentru rețeaua de transmisie	m3/an	76.301	203.750	242.485
		%15	100	267,0	317,8
17	Apă adaos pentru rețeaua de distribuție	m3/an	93.848	137.378	153.379
		% x)	100	146,4	163,4
18	Producție de energie electrică	MWhe/an	172.699	131.815	120.299
		GJ/an	621.716	474,534	433.076
		% X)	100	76,3	69,7
19	Total consum energie electrică	MWht/an	39.569	32.696	30.798
		GJ/an	142.448	117.706	110.873
		%15	100	82,6	77,8
20	Energie electrică vândută	MWhe/an	133.130	99.119	89.501
		GJ/an	479.268	356.828	322.204
		%	100	74,5	67,2
		°/o 81	77,1	75,2	74,4
22	Electricitate achiziționată datorită unor obligații contractuale	MWhe	74.214	83.898	77.673
		%11	100	113,0	104,7
22	Consum de electricitate pentru pompat în rețeaua de transmisie	MWhe/an	7.519	8.772	8.491
		% x)	100	116,7	112,9
23	Consum de electricitate pentru pompat în rețeaua de distribuție	MWhe/an	5.134	4.508	3.262
		%X)	100	87,8	63,5
24	Producție de electricitate în metoda cu cogenerare	MWhe/an	172.537	129.871	119.528
		% u	100	75,3	69,3
		%	99,9	98,5	99,4
25	Producție de electricitate în metoda cu condens	MWhe/an	162	1.944	771
		% tJ	100	1.200,0	475,9
		%8)	0,1	1,5	0,6
26	Consum total de combustibil	MWht/an	1.049.794	891.661	879.427
		GJ/an	3.779.260	3.209.979	3.165.937
		% 1}	100r	84,9	83,8
27	Gaz natural	MWht/an	370.067	463.419	404.397

MMM 010UJ

Interdevelopment mumih 'LA^r

Nr. Item	Nume	Unitate	An
			2005	2006	2007
		GJ/an	1.332.242	1.668.307	1.455.828
		%11	100	125,2	109,3
		%i6> '	35,3	52,0	46,0
28	Consum de lichid	MWht7an	0	54.727	0
		GJ/an	0	197.017	0
			0,0	6,1	0,0
39	Consum de cărbuni	MWht/an	679.727	373,515	475.030
		GJ/an	2.447.018	1.344.655	1.710.109
		% 11	100	55,0	69,9
		%‘°>	64,7	41,9	54,0

Sursă: SC CET Bacău

Notă:

• 1)    % comparativ cu 2005 (an de referință);

• 2)    % comparativ cu Item 7;

• 3)    % comparativ cu Item 1;

• 4)    % comparativ cu Item 4;

• 5)    % comparativ cu Item 5;

• 6)    % comparativ cu Item 6;

• 7)    % comparativ cu Item 10;

• 8)    % comparativ cu Item 11;

• 9)    % comparativ cu Item 18;

• 10)    % comparativ cu Item 26.

Se observă o descreștere continuă a cantității totale de energie termică produsă (itemll 1 șl 5). Itemii 10 și 11 arată că procentul de energie termică produsă de unitatea de cogenerare (IMA1 și turbina cu abur) a descrescut în timp ce procentul de energie termică produsă de unitățile de vârf (IMA2 și IMA3) este în creștere.

Cantitățile de energie electrică produse (itemul 8) și vândute (itemul 20) au descrescut în această perioadă, în timp ce cantitatea de energie electrică achiziționată datorită unor obligații contractuale (itemul 22) a înregistrat o mică descreștere pentru că centrala nu a putut să respecte obligațiile contractuale față de clienti din cauza unui număr în creștere de defecțiuni și Incindente ce au dus la scoaterea din funcțiune a centralei electro-termice.

Pierderea de căldură din rețeaua de transport (itemul 2) a descrescut în mod semnificativ, în principal din cauza reabilitării în plină desfășurare șl înlocuirii părților celor mai vechi șl afectate ale rețelei. în același timp, pierderile de căldură din rețelele de distribuție (itemul 3) au crescut semnificativ. Acest fapt se datorează parțial unui număr în creștere de accidente și scurgeri șl parțial unei recente preluări a SC CET Bacău de operatorul unei mari părți a rețelelor de distribuție de termoficare în Bacău. Numărul în creștere de accidente șl scurgeri este demonstrat de creșterea accentuată a consumului de apă adaos în rețelele de translmsle și distribuție (Itemii 16 și 17).

între 2006 și 2007, cantitatea de apă adaos pentru rețeaua de transmisie a crescut foarte repede - cu mal mult de 200% comparativ cu 2005 (vezi Itemul 16). Potrivit SC CET Bacău, aceastp creștere a fost cauzată de o creștere a numărului de rupturi grave ale conductelor (13 rupturi în 2007 comparativ cu 5 în 2006 și 4 în 2005).

Interdevdopment

HUHCtCMUMMIIII

în perioada de trei ani, consumul de cărbuni a crescut, în timp ce consumul de gaz natural a descrescut Iar consumul de păcură grea a încetat în totalitate din cauza prețului ridicat al păcurit grele. Din 2006, păcura este cel mal costisitor combustibil dintre cele trei tipuri de combustibil.

Toate aceste aspecte privind balanța de energie (consum brut de energie, producție de energie electrică șl termică, eficiență) sunt reflectate printr-un set de indicatori tehnici privind operarea în ultimii trei ani, prezentați în Tabelul 2.10-16.

Tabel 2.10-16. Indicatori tehnici privind operarea, 2005, 2006 $1 2007

Nr. Item	Nume		Unitate		An
				2005	2006	2007
l1’	Eficiență brută a centralei electrotermice î|gr		%	64,8	61,8	57,0
2Z>	Eficiență netă a centralei electrotermice tlnet		%	53,3	50,8	47,9
3	Tlgr / ^net		%	82,2	82,2	84,1
43)	Raport între producția totală de energie electrică și energie termică: yfr		kWhe/ kWht	0,34	0,31	0,32
54’	Raport între furnizarea totală de energie electrică și energie termică: y"et		kWhe/ kWht	0,31	0,28	0,27
65>	Factor de cogenerare a centralei electro-termice (YCG):		kWhe/ kWht	0,46	0,47	0,55
76)	Procent de energie electrică produsă în metoda cu cogenerare (XCG):		%	99,91	98,53	99,36
86)	Procent de energie electrică produsă în metoda cu condens (XCD):		%	0,09	1,47	0,64
9»	Eficiență de cogenerare pentru:	apă fleblnte, acgbot.water	-	0,72	0,63	0,55
IO7’		abur, “cg^team	-	0,89	0,87	0,87
117>		apă fierbinte și abur a u u cglieat	-	0,74	0,65	0,58
12	Capacitate energie electrică		MWe	50	50	50

Nr. Item	Nume	Unitate		An
			2005	2006	2007
13	Energie termică în centrala electrotermică	MWt	477	477	477
148)	Sarcină electrică anuală medie	%	69	53	48
15s’	Sarcină termică anuală medie	%	21	18	16
169)	Consum specific pentru pompat în rețeaua de transmisie	kWhe/ MWht-	17,7	24,8	25,6
179)	Consum specific pentru pompat în rețeaua de distribuție	kWhe/ MWht	14,5	15,5	11,4
18W)	Consum specific de apă adaos în rețeaua de transport	m3/ MWht	0,18	0,58	0,73

Sursa: SC CET Bacău

Notă:

• 1): Eficiența brută a centralei electro-termice - item 1, Tțg_r- raport între energia termică + energia electrică produsă și consumul total de combustibil (vezi diagrama Sankey pentru instalația de cogenerare pentru 2007). în ultimii trei ani eficiența a scăzut.

• 2): Eficiență netă a centralei electro-termice - Item 2, tinet " ^raPo^rt între energia sub formă de energie termică și energie electrică furnizată de la instalație și consumul total de combustibil (vezi diagrama Sankey pentru instalația de cogenerare pentru 2007).

• 3): Raport între producția totală de energie electrică și energie termică - item 4,yf^r. Raportul a fost aproape constant în ultimii trei ani.

• 4): Raportul între funrlzarea totală de energie electrică și energie termică - Item 5, yg^et. Raportul a fost aproape constantin ultimii trei ani.

• 5): Factorul de cogenerare - item 6, (YCG) este raportul dintre kWh de energie electrică și kWh energie termică produsă de unitatea de cogenerare. Valorile pentru 2005 șl 2006 sunt constante, în timp ce în 2007 au crescut cu 8% din cauza unei descreșteri a cantității de energie termică produsă de unitatea de cogenerare (IMA1 și turbina cu abur) care a fost înlocuită de energia termică din unitățile de vârf (IMA2 șl IMA3).

6): Procent de energie electrică produsă în cogenerare - Item 7, (XCG) și metoda cu condens - item 8, (XCD). Este mai guțin eficientă producția de energie electrică cu metoda cu condens fără producție de energie termică. în ultimii trei ani, aproape întreaga cantitate de energie termică a fost produsă cu metoda cu cogenerare.

7): Coeficienții de cogenerare pentru apă firbinte, abur șl total energie termică (total energie termică-suma cantităților de apă fierbinte și abur) - itemll 9, 10,11 - reprezintă I) raportul anual între cantitățile de apă fierbinte produsă de unitatea de cogenerare și totalul de producție de apă fierbinte (item 9); ii) raportul anual între cantitățile de abur produs de unitatea de cogenerare și totalul de producție de apă fierbinte (item 10); șl iii) raportul anual între cantitățile de abur și apă fierbinte produse de unitatea de cogenerare șl producția totală de abur șl apă fierbinte (Item 11). Valorile pentru producția de apă fierbinte au descrescut de la 0,72 în 2005 la 0,55 în 2007, în timp ce procentul de energie termică produsă de unitățile de vârf a crescut. Această situație a dus la descreșterea eficienței brute. Spre deosebire de aceasta, valorile pentru producția de abur au rămas aproape constante de-a lungul perioadei de trei ani.

8): Sarcina electrică medie (Item 14) este calculată ca raportul între capacitatea electrică (item 12) și producția anuală de energie electrică, luând în considerare în medie 5000 de ore de operare; Sarcina termică medie (item 15) este calculată ca raportul dintre capacitatea termică (item 13) ți producția anuală de energie termică, luând în considerare în medie 5000 de ore de operare.

producție de energie electrică [MWh]

capacitate energie electrlcă[MW]x5000[h] ^x 100

producție de energie electrică [MWh]

capacitate energie electrică[MW]x5000[h] X 100

Sarcina medie anuală este scăzută și continuă să scadă de-a lungul perioadei de trei ani. Sarcinile electrice medii în 2006 și 2007 indică faptul că IMA1 operează aproape la capacitatea tehnică minimă,

9): Consumul specific pentru pompat în rețele (item 16 pentru rețeaua de transport și item 17 pentru rețeaua de distribuție) - reprezintă raportul între energie electrică consumată pentru pompat și cantitatea de apă fierbinte furnizată, fn ultimii trei ani, consumul specific pentru pompat a crescut.

10): Consumul specific de apă adaos în rețeaua de transport (Item 18) reprezintă raportul între cantitățile anuale de apă adaos consumate și de apă fierbinte furnizate. Consumul specific de apă adaos este mare șl a crescut consistent în ultimii trei ani.

• 2.10.2.    Alimentarea cu combustibil

Gaz natural

Gazul natural are o putere calorifică de aproximativ 8.500 KCal/ Nm³ (35,6 MJ/Nm³).

Gaz natural se regăsește atât în CET Bacău (IMA1 Și 2) cât și în IMA3. Conductele de legătură șl centra lele/insta lăți rle pe gaz sunt în mod normal suficiente pentru a furniza fluxul de gaz necesar pentru a asigura întreaga capacitate de combustibil necesară pentru toate cazanele centralelor. Cu toate acestea, disponibilitatea gazului natural devine problematică în unele perioade de iarnă ceea ce duce la insuficiență de gaz necesar pentru operarea în condiții normale a cazanelor.

Gazul este achiziționat printr-un contract special încheiat cu compania regională de gaz.

în situațiile cu o capacitate limitată de alimentare, presiunea rețelei de gaz este controlată de inginerul de exploatare pentru a asigua un procent satisfăcător de gaz furnizat către toți clienții, inclusiv consumatorii Individuali. Prin reducerea cantității de gaz furnizată CET Bacău șl IMA3, furnizorul de gaz poate menține o presiune suficientă pentru consumatorii individuali care nu pot trece pe un combustibil alternativ.

Lignit

Lignitul este transportat pe cale feroviară de la exploatările de cărbune din partea de sud-vest a României. Caracteristici ale lignitului livrat:

Putere calorifică:

Conținut de apă:

Conținut de cenușă:

1750-2100 kcal/kg 40- 43 % 16-20 %

Intenfevelopment iutile

-----------Conținut de sulf:—   —0,9-1%

Conținut de azot:          0,7 %

în comparație cu standardele internaționale, puterea calorifică este mică, în timp ce conținutul de cenușă este în extrema mare.

Energie electrică

SC CET Bacău produce și consumă energie electrică. Energia electrică produsă de CET Bacău este în general vândută către grila națională. O parte din energia electrică produsă este vândută clienților individuali pe baza unor contracte directe. Consumul intern de energie electrică al centralei pentru operarea echipamentelor de pompare șl mecanice constituie aproximativ 25% din totalul de energie electrică produsă. Aceasta este livrată direct, prin intermediul rețelelor Interne ale centralei fără plata unor taxe de transmisie sau distribuție. Consumul propriu (al tuturor Instalațiilor operate de SC CET Bacău: centrala electrotermică și IMA-urile, stațiile de pompare pentru rețeaua de transport termoficare, substațllle, centralele termice locale, rețelele de distribuție) este acoperit în principal din producția proprie. Doar în perioadele în care nu se produce energie electrică, aceasta este achiziționată de la grila națională atât pentru consum propriu cât șl pentru obligații contractuale.

Depozitul de zgură și cenușă

Depozitul de zgură și cenușă al SC CET Bacău are o capacitate suficientă pentru a permite funcționarea pe durata a mai mulți ani. Depozitul a fost proiectat inițial pentru operații pe lignit, adică pentru cantități mai mari de steril.

Depozitul de zgură și cenușă este monitorizat cu atenție în ceea ce privește calitatea apei subterane și emisiile/transportul de praf.

Depozitul va trebui îmbunătățit și modernizat pentru pentru a îndeplini cerințele de mediu. Pentru a evita Investițiile în aceste îmbunătățiri, SC CET Iași și municipalitatea au decis să renunțe complet la utilizarea cărbunelui începând cu 2010 pentru a evita eliminarea prin depozitare a zgurii și cenușel. Centrala poate opera complet fără cărbuni începând cu 1 martie 2008.

Depozitul este construit pe un strat compact de argilă cu o grosime de 3,5-6,5 m. Zgura și cenușa ce rezultă din procesul de ardere la CET Bacău sunt amestecate cu apă tehnologică în proporție de 1:10 (1 tonă de zgură și cenușă pe 10 m³ de apă) șl sunt pompate de la CET Bacaău la depozit. Depozitul de zgură și cenușă este dotat cu un sistem de drenaj. Apa drenată este colectată și introdusă în sistemul de reclrculare.

Depozitul este clasificat drept un depozit pentru deșeuri solide nepericuloase. Autorizația de mediu pentru depozitul de zgură și cenușă este inclusă în autorizația integrată de mediu emisă pentru CET Chimiei nr. 33/27.10.2006. Autorizația Integrată de mediu include condiții de operare pentru IMA1 șl IMA2, precum șl aspecte privind gestionarea deșeurilor (capitolul 11) și cerințe privind monitorizarea deșeurilor (capitolul 13.4).

Sistemul actual de monitorizare a depozitului de zgură șl cenușă este alcătuit după cum urmează: - măsurarea continuă a debitelor de hidroamestec și apă reclrculată;

• -    calitatea apei subterane este verificată la flecare trei 1unl, prin Intermediul a 20 de puțuri de control amplasate în jurul depozitului de zgură șl cenușă. Calitatea apei subterane este verificată prin analize chimice;

• -    puțuri piezometrlce utilizate pentru verificarea nivelului apel din depozit;

• -    verificarea periodică a punctelor de reper fixe;

• -    verificarea periodică a semnelor de tasare;

• -    elaboraea rapoartelor anuale, ce descriu comportamentul construcțiilor și a sistemului de transport a zgurii și a cenușel pentru a asigura siguranța operării și reducerea riscurilor de accidente.

Autorizația de mediu pentru depozitul de zgură șl cenușă este valabil până la data de 31.12.2012.

• 2.10.3.    Sisteme de transport și distribuție energie termică

Conducte subterane izolate la fața locului

Sistemul subteran de conducte este compus din următoarele elemente:

• •    conductă transportoare: conductă din oțel, uneori vopsită pe partea exterioară,

• •    izolație: saltele de 50 mm de vată minerală de denistate mică, conductibilitate teoretică de 0,055 W/m°xC,

• •    înveliș: fâșii de aluminiu sau carton,

• *    suporturi: suporturi de oțel cu papuci sau role pivotante,

• •    sistem de drenaj: conducte de drenaj conectate la conducte exterioare,

• •    echipament pentru dilatațle termică: compensatoare „U".

Figura 2.10-17 prezintă o secțiune transversală a unei conducte subterane izolate la fața locului.

în multe locuri în Bacău, conductele de drenaj lipsesc sau sunt defecte, rezultând în Izolație umedă, pierderi mari de căldură, coroziune în exterior, scurgeri și mari nevoi de reparațll/renovări.

Conducte de suprafață izolate la fața locului

Sistemul de conducte de suprafață este compus din următoarele elemente:

• •    conductă transportoare: conductă de oțel,

• •    izolație: saltele de 60 mm de vată minerală de denistate mică, conductibilitate teoretică de 0,055 W/m°C,

• •    înveliș: vată minerală,

• •    carcasă: carton gudronat (bitum), de obicei acoperit cu fâșii de aluminiu,

• •    suporturi: soclu de beton cu papuci de oțel glisanți (construite cu ceva timp în urmă), role de oțel (conducte noi),

• •    echipament pentru dilatațle termică: compensatoare „U", bucle de dllatație.

Figura 2.10-18 arată o secțiune a conductelor de termoficare Izolate la fața locului.

Figura 2.10-18. Secțiune a conductelor de termoficare Izolate la fața locului

Mișcările termice ale sistemului de conducte sunt compensate prin îmbinări de bucle de dilatație. Compensatoarele sunt folosite rar.

Evaluarea generală a sistemului de transport energie termică

Inițial, sistemul a inclus 38 de sisteme „insulă". Majoritatea au fost transformate în substații sau au fost închise. 10 centrale de cazane locale sunt încă în funcțiune, din care 1 este reabilitată și 9 trebuie reabllitate/modernlzate.

Mare parte a rețelei de transport șl de distribuție șl a substațiilor a fost construită la începutul anilor 80. O mare parte a rețelei a depășit durata de viață din punct de vedere tehnic. în acest moment, toate substațille sunt reabilitate.

A fost inițiat un program de reabilitare. Drept consecință a stării precare din punct de vedere tehnic a rețelelor, mal mult de 36% a căldurii produse se pierde în rețea.

Partea principală a sistemului existent de termoficare se regăsește în conducte subterane de beton aflate la o adâncime de 1-1,5 m. Restul se regăsește în conducte de suprafață.

Figura 2.10-19 prezintă infrastructura de transport termoficare în Bacău.

• 2.10.3.1    Rețelele de transport

Rețeaua de transport alimentează consumatori grupați în zone de consum în principalele sectoare ale orașului (vezi Figura 2.10-12). Toate conductele principale sunt conectate printr-un distribuitor la CET Bacău. Diametrele conductelor variază de la 1000 mm pentru conductele principale până Ia 125 mm pentru conductele de legătură.

Rețeaua de transport este construită sub forma unui sistem de două conducte, cu două conducte paralele (alimentare și retur) pentru clrcularea apei fierbinți de la centralele principale la substațli, unde energia termică este transferată în sistemul de distribuție prin intermediul schimbătoarelor de căldură.

Rețeaua de transport este construită în conformitate cu următoarele criterii de proiectare: Temperatură maximă rețeaua de termoficare: 150°/70° C (alimentare/retur), Temperaturi normale circulare energie termică: 90°/70° C (alimentare/retur),

Presiune maximă în rețeaua de transport: 20 bari.

Lungimea totală (geografică) a rețelei de transport din Bacău este de aproximativ 66 km (conducte duble) din care aproximativ 47% sunt conducte de suprafață iar 53% sunt subterane. în general, conductele de la marginea orașului sunt conducte de suprafață, în timp ce conductele din oraș sunt conducte subterane.

Reabilitarea rețelei de transport se realizează prin montarea de conducte preizolate în canalele existente. Canalele sunt parțial demontate, adică o parte din pereți sunt demolați. Conductelele existente montate la suprafață (conducte de suprafață) sunt înlocuite fie cu conducte preizolate (subterane) sau de conducte noi de suprafață izolate la fața locului. Doar aproximativ 9% din totalul de conducte sunt înlocuite cu conducte preizolate. Municipalitatea a elaborat un studiu de pre-fezabilitate și un studiu de fezabilitate pentru reallitarea rețelelor de transport. Din bugetul național a fost alocată o sumă de 22.000 EUR pentru elaborarea acestor documente.

Nu există un termen fixat pentru finalizarea echipării rețelelor de transport.

Starea tehnică a rețelei de transport este destul de slabă. Rețeaua este veche, cu mari pierderi de căldură, probleme cu coroziunea și scurgerile de apă în sistem. Conductele subterane au probleme cu coroziunea în partea exterioară, în principal din cauza infiltrării apei subterane și a apel pluviale în conducte șl scurgerea apei de termoficare.

în unele zone din Bacău, sistemul de drenaj al conductelor de beton nu funcționează sau este inexistent. De obicei, apa de afară începe procesul de coroziune, care este apoi accelerat de scurgerile de apă de termoficare. în plus, umiditatea din conductele de beton reduce semnificativ eficiența izolației.

în ceea ce privește conductele de suprafață, uneori, izolația pare a fi uzată cu crăpături, iar îmbinările de etanșare ale fâșiilor de carton sau aluminiu sunt deschise sau fâșiile sunt complet decojite. învelișul de oțel sau aluminiu este deseori de calitate inferioară permițând ca apa să înmoaie Izolația. Cu toate acestea, în general, starea conductelor de suprafață este mai bună decât starea conductelor subterane.

Tabelul 2.10-20 prezintă o privire de ansamblu asupra alcătuirii rețelei de transport în ceea ce privește mărimea, tipul (de suprafață/subteran) și tehnologia (clasică sau cu preizolație).

Tabel 2.10-20. Alcătuirea rețelei de transport

Nr. ftem	Diametru nominal (Dn)		Lungimea conductei		Lungime totală / tip conductă	Lungime totală / diametru
			De suprfață	Subterană
	mm		m	m	m	m
1	1000	Clasică	5.296	0	5.296	8.274
		Cu preizolație	2.978	0	2.978

MM GHOU*

Nr. Item	Diametru nominal (Dn)		Lungimea conductei		Lungime totală / tip conductă	Lungime totală / diametru
			De suprfață	Subterană
	mm		m	m	m	m
2	800	Clasică	12.588	0	12.588	12.588
		Cu preizolație	0	0	0
3	700	Clasică	7.078	2.268	9-346	9.346
		Cu preizolație	0	0	0
4	600	Clasică	2.046	0	2.046	2.046
		Cu preizolație	0	0	0
5	500	Clasică	1.210	6.388	7.598	7.598
		Cu preizolație	0	0	0
6	400	Clasică	15.048	6.482	21.530	21.530
		Cu preizolație	0	0	0
7	350	Clasică	3.744	3.252	6.996	6.996
		Cu preizolație	0	0	0
8	300	Clasică	5.600	12.060	17.660	17.660
		Cu preizolație	0	0	0
9	250	Clasică	1.164	11.236	12.400	12.400
		Cu preizolație	0	0	0
10	200	Clasică	2.868	10.218	13.086	14.954
		Cu preizolație	0	1.868	1.868
11	168	Clasică	760	780	1.540	1.860
		Cu preizolație	0	320	320
12	150	Clasică	1.160	6.276	7.436	9.112
		Cu preizolație	0	1.676	1.676
13	125	Clasică	0	588	588	5.426
		Cu preizolație	0	4.838	4.838
14	100	Clasică	0	0	0	0
		Cu preizolație	0	0	0
15	80	Clasică	404	0	404	1.254
		Cu preizolație	0	850	850
Lungimea totală a conductei			61.944	69.100		131.044
Lungimea totală a circuitului			30.972	34.550		65.522

Sursă: SC CET Bacău

Există pierderi mari de căldură din rețea, atât din cauza unei izolații neadecvate cât și din cauza unei izolații umede (vezi Figura 2.10-21), precum și din cauza unei frecvențe mari de scurgeri șl rupturi ale conductelor (vezi Figura 2.10-22).

Figura 2.10-21. Pierderi de căldură din rețeaua de transport, 2005-2007

Pierderi de căldură tn rețeaua de transmisie a CET Bacău

Sursă: SC CET Bacău

Sursă: SC CET Bacau

în ultimii trei ani a crescut cantitatea de apă adaos consumată precum și numărul de rupturi deconducte.

Din cauza descreșterii necesarului termic, consumul specific de energie pentru pompat a crescut în ultimii trei ani, după cum este prezentat în Tabelul 2.10-23.

Tabel 2.10-23. Consum specific de energie pentru pompat

Item	Nume	Unitate	Cantitate
			2005	2006	2007
1	Apă fierbinte furnizată către rețeaua de transmisie	TJ/an	1.533	1.275	1.195
		MWh/an	425.883	354.241	331.891
2	Consum de energie electrică pentru pompat	MWh/an	7.519	8.772	8.491
3	Consum specific pentru pompat (item2/iteml)	kWh/GJ	4,9	6,9	7,1
		kWh/MWh	17,7	24,8	25,6

Sursă: SC CET Bacău

• 2.10.3.2    Rețelele de distribuție

Rețeaua de distribuție este construită în general ca un sistem de patru conducte, cu patru conducte paralele, două (alimentare și retur) pentru clrcularea apel fierbinți pentru energia termică de la substațle la clădirile individuale, șl două conducte mal mici pentru furnizarea și reclrcularea apei calde menajere. Conducta de recirculare pentru apa caldă menajeră este în mod normal cea mai mică, proiectată pentru recircularea unei cantități mici de apă, suficientă pentru a asigura faptul că la intrarea în fiecare clădire există apă caldă menajeră și pe timp de noapte, când consumul este redus.

Pană acum nu au fost/eallzate lucrări de reabilitare a conductelor de distribuție a energiei termice și a apei calde menajere. întreaga rețea de distribuție conectată la centralele de cazane locale )sistemele „insulă") este alcătuită din conducte clasice, pentru că nu s-a realizat înlocuirea aceastora cu conducte preizolate nici pentru cele care furnizează energia termică nici cele care furnizează apa caldă menajeră.

Municipalitatea Bacău a cheltuit aproximativ 98.000 EUR pentru elaborarea studiilor de pre-fezabilitate și fezabilitate, a proiectului tehnic șl a planșelor cu detaliile de execuție pentru reabilitarea rețelelor de distribuție conectate la cele trei substații. Licitația pentru contractarea prestatorului este în plină desfășurare.

Municipalitatea Bacău a alocat aproximativ 209.000 EUR pentru recircularea apel calde menajere.

Restul rețelei este învechit din punct de vedere tehnic, cu un nivel ridicat de pierderi de apă șl căldură și costuri ridicate de întreținere. Principalele probleme care afectează funcționearea rețelei de distribuție sunt:

• •    starea tehnică a rețelei este necorespunzătoare: exită un număr mare de conducte cu crăpături și scurgeri,

• •    o mare parte din conducte nu sunt suficient izolate,

• •    multe canale termice sunt Inundate, pentru că, canalele existente nu asigură evacuarea apei în caz de defecțiuni sau inundații,

• •    izolația umedă cauzează pierderi mal mari de căldură și corodarea părții exterioare a conductelor, • conductele de recirculare a apei calde menajere sunt inexistente sau scoase din funcțiune.

Majoritatea rețelelor de distribuție au fost date în folosință la începutul anilor 80. Lucrările de echipare sunt realizate pas cu pas, în funcție de posibilitățile financiare șl condițiile locale de pe amplasament. Reabilitarea a început deja, prima prioritate fiind rețelele cele mai afectate (corodate).

FICHTNER

Reabilitarea rețelelor de distribuție este realizată în principal prin montarea de noi conducte preizolate în canalele existente. Aceste canale sunt parțial demontate, adică o parte din pereți sunt demolați.

Nu există un termen fixat pentru finalizarea echipării rețelelor de transport cu conducte preizolate.

La reabilitarea sistemelor de distribuție se recomandă trecerea la un sistem de două conducte, opțiune preferată în vechile state membre UE 15, pentru că sistemul de patru conducte prezintă dezavantaje față de sistemul de două conducte, inclusiv.*

• •    costuri investlționale mai ridicate,

• •   pierderi mai mari de căldură,

• •    costuri de întreținere mal ridicate,

• •    siguranță și calitate scăzută în ceea ce privește alimentarea cu energie termică și apă fierbinte.

Mărimea nominală a conductelor de încălzire din sistemul de distribuție variază între 50 până la 300 mm. Tabelul 2.10-24 prezintă o privire de ansamblu asupra alcătuirii conductelor de încălzire din rețeaua de distribuție în ceea ce privește mărimea, tipul (de suprafață/subteran) și tehnologia (clasică sau cu prelzolație).

Tabel 2.10-24. Alcătuirea conductelor de încălzire din rețelele de distribuție

Nr. Item	Diametru exterior		Lungime totală / tip conductă	Lungime totală / diametru
	mm		m	m
1	Dn 57	Clasică	41.472	41.472
		Cu preizolație	0
2	Dn 63	Clasică	36.064	36.064
		Cu preizolație	0
3	Dn 70	Clasică	9.426	9.426
		Cu preizolație	0
4	Dn 76	Clasică	47.486	47.486
		Cu preizolație	0
5	Dn 83	Clasică	13.872	13.872
		Cu preizolație	0
6	Dn 89	Clasică	30.917	30.984
		Cu preizolație	67
7	Dn 102	Clasică	14.016	14.536
		Cu preizolație	520
8	Dn 108	Clasică	13.960	13.960
		Cu preizolație	0
9	Dn 114	Clasică	18.198	18.198

GROUf

Nr. Item	Diametru exterior		Lungime totală / tip conductă	Lungime totală / diametru
	mm		m	m
		Cu preizolație	0
10	Dn 121	Clasică	19.566	19.566
		Cu preizolație	0
11	Dn 133	Clasică	46.626	46.968
		Cu preizolație	342
12	Dn 146	Clasică	36.064	36.064
		Cu preizolație	0
13	Dn 152	Clasică	11.276	11.276
		Cu preizolație	0
14	Dn 168	Clasică	30.796	30.796
		Cu preizolație	0
15	Dn 219	Clasică	24.157	24.157
		Cu preizolație	0
16	Dn 273	Clasică	13.810	13.810
		Cu preizolație	0
17	Dn 324	Clasică	620	620
		Cu preizolație	0
Lungimea totală a conductei pentru încălzire				409.255
Lungimea totală a circuitului pentru încălzire				204.628

Sursă: SC CET Bacău

Diametrele conductelor din circuitul de apă caldă menajeră variază între 0,5 și 6 Inch. Tabelul 2.10-25 prezintă o privire de ansamblu asupra alcătuirii conductelor apă caldă menajeră din rețeaua de distribuție în ceea ce privește mărimea, tipul (de suprafață/subteran) și tehnologia (clasică sau cu preizolație).

Tabel 2.10-25. Alcătuire conducte de apă caldă menajeră din rețelele de distribuție

Nr. crt.	Diametru nominal		Lungime totală apă caldă / tip conductă	Lungime totală apă caldă / diametru	Lungime totală recirculare	Lungime totală apă caldă + recirculare / diametru
	mm		m	m	m	m
1	Dn W	Clasică	0	0	2.607	2.607
		Cu preizolație	0
2	Dn %"	Clasică	2.607	2.607	19.143	21.750

GROUP

Nr. crt.	Diametru nominal		Lungime totală apă caldă / tîp conductă	Lungime totală apă caldă / diametru	Lungime totală recirculare	Lungime totală apă caldă + recirculare / diametru
	mm		m	m	m	m
		Cu prelzolație	0
3	Dn 1”	Clasică	19.143	19.143	18.517	37.660
		Cu prelzolație	0
4	Dn 1 ¥4“	Clasică	18.336	18.517	39.612	58.129
		Cu prelzolație	181
5	Dn 11A"	Clasică	39.472	39.612	35.238	74.850
		Cu prelzolație	140
6	Dn 2H	Clasică	35.058	35.238	26.154	61.392
		Cu prelzolație	180
7	Dn 2 1/2"	Clasică	26.154	26.154	21.018	47.172
		Cu prelzolație	0
8	Dn 3"	Clasică	21.018	21.018	9.472	30.490
		Cu prelzolație	0
9	Dn 4"	Clasică	9.472	9.472	550	10.022
		Cu prelzolație	0
10	Dn 5"	Clasică	550	550	180	730
		Cu preizolație	0
11	Dn 6”	Clasică	180	180	0	180
		Cu prelzolație	0
Lungimea totală a conductei pentru apă caldă menajeră				172.491
Lungimea totală a conductei pentru recirculare					172.491
Lungime totală circuit (apă caldă menajeră 4* recirculare)						344.982

Sisteme „insulă"

Rețelele de distribuție pentru centralele termice Icoale (sisteme „insulă") asulgură distribuția energie termice (căldură și apă caldă menajeră) de la centralele termice locale laloculnțe șl Instituții publice. Mărimea nominală a conductelor de încălzire din sistemul de distribuție „insulă" variază între 50 și 300 mm. Tabelul 2.10-26 prezintă o privire de ansamblu asupra alcătuirii conductelor de încălzire din rețeaua de distribuție în ceea ce privește mărimea, tipul (de suprafață/subteran) șl tehnologia (clasică sau cu prelzolație).

MM aiOUR

Tabel 2,10-26. Alcătuirea conductelor de încălzire din rețelele de distribuție a sistemului „Insulă"

Nr. item	Diametru nominal		Lungime totală / tip conductă	Lungime totală / dlametu
	mm		m	m
1	Dn 50	Clasică	2.592	2.592
		Cu preizolațle	0
2	Dn 65	Clasică	3.250	3.250
		Cu preizolațle	0
3	Dn 80	Clasică	6.616	6.616
		Cu preizolațle	0
7	Dn 100	Clasică	8.282	8.282
		Cu preizolațle	0
10	Dn 125	Clasică	5.212	5.212
		Cu preizolațle	0
11	Dn 150	Clasică	3.814	3.814
		Cu preizolațle	0
12	Dn 200	Clasică	3.420	3.420
		Cu preizolațle	0
13	Dn 300	Clasică	1.620	1.620
		Cu preizolațle	0
Lungimea totală a conductei Pentru încălzire				34.806
Lungimea totală a circuitului Pentru încălzire				17403

Sursă: SC CET Bacău

Diametrele conductelor din circuitul de apă caldă menajeră variază între 0,5 și 4 inch. Tabelul 2.10-27 prezintă o privire de ansamblu asupra alcătuirii conductelor apă caldă menajeră din rețeaua de distribuție în ceea ce privește mărimea, tipul (de suprafață/subteran) și tehnologia (clasică sau cu preizolațle).

Tabel 2.10-27. Alcătuirea conductelor de apă caldă menajeră din rețelele de distribuție a sistemului „insulă"

Nr, crt.	Diametru nominal		Lungime totală apă caldă / tip conductă	Lungime totală apă caldă / diametru	Lungime totală recirculare	Lungime totală apă caldă + recirculare/ diametru
	mm		m	m	m	m
1	Dn W	Clasică	0	0	0	0

Nr. crt.	Diametru nominal		Lungime totală apă caldă / tip conductă	Lungime totală apă caldă / diametru	Lungime totală recirculare	Lungime totală apă caldă + recirculare / diametru
	mm		m	m	m	m
		Cu pre izolație	0
2	Dn	Clasică	0	0	406	406
		Cu prelzolație	0
3	Dn 1"	Clasică	406	406	58	464
		Cu pre izolaț le	0
4	Dn 1	Clasică	58	58	1.690	1.748
		Cu pre izolație	0
5	Dn 1	Clasică	1.690	1.690	3.378	5.068
		Cu prelzolație	0
6	Dn 2"	Clasică	3.378	3.378	3.424	6.802
		Cu prelzolație	0
7	Dn 2 W	Clasică	3.424	3.424	4.406	7.830
		Cu prelzolație	0
8	Dn 3"	Clasică	4.406	4.406	4.522	8.928
		Cu prelzolație	0
9	Dn 4"	Clasică	4.522	4.522	0	4.522
		Cu prelzolație	0
		Cu prelzolație	0
Lungimea totală a conductei pentru apă caldă menajeră				17.884
Lungimea totală a conductei pentru recirculare					17.884
Lungime totală circuit (apă caldă menajeră + recirculare)						35.768

Sursă: SC CET Bacău

• 2.10.4.    Substațil

Vechile substațli din Bacău sunt echipate cu schimbătoare de căldură tubulare pentru energie termică șl apă caldă menajeră. Există și rezervoare pentru apă caldă menajeră în vederea asigurării de apă caldă menajeră suficientă la sarcină de vârf.

Pomparea este necesară doar pentru clrcularea apel fierbinți pentru încălzire și pentru reclrcularea unei cantități mici de apă caldă menajeră. Apa caldă menajeră este transportată la consumatori cu ajutorul presiunii care vine din rețeaua de apă caldă menajeră.

Mim

Apa adaos este injectată în rețeaua de distribuție cu ajutorul unei instalații ce constă în rezervoare pentru apă adaos șl pompe de injecție.

în 2006 au fost reabilitate 34 de substații, în 2007 au fost reabilitate 17 iar alte 3 substații încă trebuie reabilitate. Municipalitatea Bacău a investit în reabilitarea substațiilor o sumă totală de aproximativ 4,2 MEUR.

Au fost realizate următoarele lucrări de reabilitare la substații:

• - instalarea de schimbătoare de căldură cu plăci, atât pentru căldură cât și pentru apă caldă menajeră în 54 de substații;

• - înlocuirea pompelor de circulare cu pompe cu variatoare de viteză cu consum redus de energie în 54 de substații;

• - înlocuirea hidrofbarelor în 23 de substații pentru a asigura presiunea necesară pentru apa caldă menajeră în clădirile înalte;

• - înlocuirea Instalației electrice în toate substațlile;

• - instalarea de sisteme pentru control automat șl central al operării din sediul din CET Bacău în 54 de substații.

în toate substațlile renovate se instalează contoare de energie termică.

• 2.10.5.    Centrale locale de termoflcare

în vederea creșterii eficienței energetice, caza ne le pe gaz existente în sistemele „Insulă” vor trebui renovate/înlocuite. Compania de termoflcare este responsabilă cu operarea și întreținerea acestor cazane pe gaz.

Din cele 20 de centrale de cazane locale menționate anterior, câteva au fost transformate în substații sau au fost închise. CET Bacău operează 10 centrale de cazane locale, din care 1 este modernizată șl 9 trebuie reabilitate. Din aceste centrale de cazane locale, 4 ar putea fi conectate direct, prin intermediul unui sistem de două conducte, la rețeaua de transmisie (CT 4/6 9 Mai, CT 3/2 Mărășeștl, CT Primărie și CT 3/5 Xxxxx Xxxxxxxx).

• 2.10.6.    Instalațiile consumatorilor

Suprafețele încălzite din clădiri (blocuri, locuințe individuale, clădiri publice etc) sunt încălzite cu calorifere dimensionate potrivit standardelor în vigoare. Sistemul intern de distribuție de energie termică (pentru energie termică furnizată de substații sau de instalații de cazane locale cu ardere pe gaz) este un sistem de două conducte, cu distribuție orizontală în subsolurile clădirilor sau din canalul de termoflcare (canal conductă de beton) cu coloane verticale până la ultimul etaj.

Legătura între sistemul de distribuție de căldură și rețeaua de distribuție de energie termică este realizată direct cu sau fără supape de închidere. Acest punct reprezintă și limita de proprietate între sistemul de termoflcare și instalațiile în proprietatea asociațiilor de proprietari. Contoarele de căldură sunt Instalate la punctele de separare, astfel, flecare clădire are propriul contor de căldură. Conductele orizontale de distribuție din subsol sunt izolate cu vată minerală șl protejate cu placă de bitum, separat (conducte de alimentare și de retur) sau împreună. Sistemul de distribuție de energie termică este echipat cu supape de evacuare utilizate în cazul unor reparații sau lucrări de instalație. Apa din instalație este evacuată în rețeaua existentă de canalizare.

Caloriferele sunt alimentate cu apă caldă de sistemul vertical de două conducte din subsol (coloane). Coloanele nu sunt izolate și sunt vizibile în spațiile încălzite (nu sunt clădite în pereți). Caloriferele sunt conectate prin conducte orizontale la coloanele de căldură. Majoritatea caloriferelor existente sunt fabricate din fontă- (model vechi) sau oțel (model nou). Rezervoarele de aerare sunt instalate în partea superioară a clădirilor, aerul este eliminat prin supape de aerare.

întregul sistem de termoficare funcționează pe debit constant. Caloriferele nu au supape de termostat ci doar supape pentru control manual, din care multe nu mai funcționează. în plus, capacitatea reală de căldură a caloriferelor este în mod normal redusă cu 15-20% în comparație cu capacitatea proiectată din cauza unor sedimente de minerale sau noroi. Principalele consecințe negative sunt următoarele:

• •    dlscomfort pentru locuitori din cauza temperaturilor fluctuante în zonele de locuit,

• •    temperaturi de retur crescute care duc la o eficiență mai mică la sursa de producere a căldurii,

• •    consum mare de căldură din cauza temperaturilor mai mari decât cele necesare în zonele de locuit.

Conductele de termoficare sunt golite pe perioada sezonului de vară și sunt reumplute înainte de începerea sezonului de termoficare. în majoritatea cazurilor, sistemul este reumplut cu apă netrată ceea ce duce la ruginite rapidă și depunere de sedimente.

La sfârșitul anului 2007, sistemul de termoficare a avut următorul număr de consumatori:

• - 25.383 locuinșțe;

• - 64 instituții publice;

• - 8 servicii.

Toate clădirile sunt dotate cu contoare de energie termică. în plus, la toate apartamentele există contoare pentru consumul de apă caldă menajeră (100%). Investițiile totale în contorlzarea energie termice se ridică la aproximativ 1,4 MEUR.

Conclusions

Există următoarele puncte slabe în ceea ce privește instalațiile consumatorilor:

• •    capacitate scăzută a caloriferelor (între 80-85% din capacitatea proiectată),

• •    dlscomfort pentru locuitori din cauza temperaturilor fluctuante în zonele de locuit,

• •    rugină și sedimentare din cauza utilizării apei netratate pentru reumplerea instalațiilor consumatorilor (la începutul fiecărui sezon rece și la flecare reparare neplanificată a sistemului),

• •    lipsa contoarelor individuale și a sistemului de facturare pe bază de normă nu încurajează măsurile individuale pentru economisirea de energie și duce la facturi de energie termică necorespunzătoare (contoare doar la blocuri),

• •    majoritatea clădirilor cu mai multe etaje sunt vechi de mai mult de 20 de ani și conductele existente sunt în stare proastă ducând frecvent la reparații neplanificate.

• 2.10.7. Eficiența energetică în clădiri

România se numără printre țările UE cu potențial ridicat de a realiza economisire de energie la nivel de consumator. Consumul mediu de energie termică (încălzirea spațiului și apă caldă menajeră) pentru clădirile din România pe an este de aproximativ 200 kWh/m² în cazul clădirilor cu mal multe etaje. Această valoare este cu aproximativ 60-70% mal mare decât valorile similare din alte țări UE 15 (Europa de Vest) amplasate în zone cu climat asemănător. Consumul ridicat de energie termică se datorează în principal:

•    * pierderilor mari de energie termică din cauza unei performanțe termice slabe a învelișului clădirii,

• •    supra-consum din cauza lipsei de stimulente pentru economisirea de energie (contorlzarea și facturarea consumului Individual redus),

• •    supraîncălzire din cauza lipsei supapelor de termostat,

• •    consum excesiv de apă caldă menajeră din cauza lipsei recirculării apei calde menajere.

IM/m interdevefopmît

.  .  .__.       itmil^ilUHUIlll

Tabelul 2,10-15 prezintă consumul de energie termică (apă fierbinte și încălzire) pentru ultimii trei ani comparat cu mărimea suprafeței încălzite a clădirilor conectate la sistemul de termoficare, exprimat și sub formă de intensitate a căldurii (GJ/100 m²).

	Unitate	2005	2006	2007
Energie vândută către consumatori sub formă de apă fierbinte	GJ/y	1.158.000	1.026.000	871.000
Suprafață de clădire încălzită	m2	2.144.000	2.076.000	1.929.000
Intensitate termică	GJ/100 m2	54,0	49,4	45,2

Tabel 2.10-28. Suprafața încălzită a clădirilor conectate la sistemul de termoficare șl Intensitatea termică. Sursă: SC CET Bacău

După cum se vede, suprafața de clădire încălzită scade cu fiecare an. Descreșterea este rezultatul deconectărilor de la rețelele de termoficare. în plus, intensitatea termică a crescut cu aproximativ 16% în ultimii trei ani. Descreșterea Intensității căldurii se datorează în principal diferențelor climatice (iarna lui 2007 a fost mal caldă decât cea a lui 2005). în afară de diferențele climatice, declinul se datorează și îmbunătăților clădirilor din punctul de vedere al eficienței energetice șl modernizării substațiilor.

Intensitatea termică a clădirilor conectate Ea sistemul de termoficare în Bacău în 2007 (aproximativ 45 GJ/100 m2) este cu puțin mai mică decât media la nivel de țară. Aceasta poate avea legătură în genera! atât cu fluctuațiile de sezon/anuale cât și cu condițiile climatice. Un alt motiv ar fi instalarea de contoare de căldură la nivel de scară în toate blocurile. Mai mult, Municipalitatea Bacău a început Investițiile pentru reabilitarea termică a clădirilor, după cum urmează:

-Izolarea termică a 69 de blocuri (38 în 2007 și 31 în 2008), Inclusiv acoperirea cu Izolație termică, înlocuirea geamurilor, întreaga reabilitare a subsolurilor și fațadelor;

-distribuția orizontală a energiei termice șl alimentare cu apă caldă menajeră și instalarea de contoare de căldură Individuale la nivel de apartament în 23 de scări de bloc.

Investițiile totale realizate de Municipalitatea Bacău pentru reabilitarea clădirilor însumează 184.000 EUR. Este clar că există un potențial pentru realizarea de economisire privind energia la nivel de clădire. O reducere de 30% a intensității pe durata perioadei de planificare este o țintă realistă.

• 3.1.    Rezumat

Proiecțiile socio-economlce sunt toate realizate în prețuri fixe (în termeni reali). Acestea se bazează pe ipotezele că regiunea și municipalitatea reprezintă un procent constant din întrega populație a României. Proiecțiile macro-economice aplică un scenariu pesimist, unul optimist și unul echilibrat, cu rate de creștere de 3%, 8% și 5.5% p.a. Proiecțiile privind creșterea salariului și a venitului pe gospodărie sunt asemănătoare ratelor de creștere economică generală, în termeni reali.

Proiecțiile privind necesarul termic sunt descrise în Capitolul 3.4. Pierderile în procesul de producție și în rețelele de transmisie și distribuție sunt reduse o dată cu investițiile.

• 3.2.    Metodologie și ipoteze

Fiecare serie de timp utilizează anul 2007 drept an de bază și înregistrează cifra reală din acest an. Proiecțiile aplică anumlți factori de creștere. Creșterea populației: -0.2% p.a., creștere economică: 3%, 8% și 5.5% p.a. pentru scenariile pesimist, optimist și respctlv echilibrat. Șomaj: 10% pentru scenariul pesimist și 4% și 7% pentru scenariul optimist șl echilibrat. Nivelele de salarii nete și de venit pe gospodărie au fost stabilite în Secțiunea 2.5, iar proiecțiile din Secțiunea 3.3 duc mai departe veniturile de la nivelul lor în 2007, în termeni reali. Proiecțiile privind necesarul termic sunt estimate pe baza proiecțiilor privind dezvoltarea pieței și a economisirilor de energie.

• 3.3.    Proiecții socio-economice

Populația si macro-economia

Se estimează că populația României va continua tendința din anii precedenți, de o rată de creștere de minus 0.2% p.a. de-a lungul întregii perioade de planificare. Se presupune că Bacău va urma aceeași tendință (Tabel 3.3-1).

Tabel 3.3-1: Proiecția populației în România și Bacău, 2003-2028.

An	Real, proiectat	România, populație, mii	Bacău, populație, persoane	Bacâu, procent din România
2003	Real	21.734	308,019	1.42%
2004	Real	21.673	307,265	1.42%
2005	Real	21.624	303,640	1.40%
2006	Real	21.581	303,224	1.41%
2007	Real	21.538	307,347	1.43%
2008	Proiectat	21.495	306,733	1.43%
2009	Proiectat	21.452	306,120	1.43%
2010	Proiectat	21.409	305,506	1.43%
2011	Proiectat	21.366	304,893	1.43%
2012	Proiectat	21.323	304,279	1.43%
2013	Proiectat	21.281	303,680	1.43%
2014	Proiectat	21.238	303,066	1.43%
2015	Proiectat	21.196	302,467	1.43%
2016	Proiectat	21.153	301,853	1.43%
2017	Proiectat	21.111	301,254	1.43%
2018	Proiectat	21.069	300,654	1.43%
2019	Proiectat	21.027	300,055	1.43%
2020	Proiectat	20.985	299,456	1.43%
2021	Proiectat	20.943	298,856	1.43%
2022	Proiectat	20.901	298,257	1.43%
2023	Proiectat	20.859	297,658	1.43%
2024	Proiectat	20.817	297,058	1.43%
2025	Proiectat	20.776	296,473	1.43%
2026	Proiectat	20.734	295,874	1.43%

An	Real, proiectat	România, populație, mll	Bacău, populație, persoane	Bacău, procent din România
2027	Proiectat	20.693	295,289	1.43%
2028	Proiectat	20.651	294,690	1.43%

Surse: Anuarul Statistic al României 2006, www.insse.ro

în ultimii 5 ani, rata reală de creștere a fost între 4.1 și 8.4 %.p.a. Se presupune că această rată de creștere continuă pe măsură ce țara se Integrează în economia UE.

în concordanța cu Strategia Energetică din România 2007-2020¹ se presupune că viitoarea creștere economică se va ridica la în jurul a 5.5% p.a. și va rămâne în jurul a 3-8% p.a. Scenariul pesimist este definit ca o rată de creștere constantă de 3% p.a., în timp ce scenariul optimist are o rată de creștere de 8% p.a. Scenariul echilibrat este definit ca o rată de creștere de 5.5% p.a. Cele trei scenarii sunt prezentate în Tabelele 3.3-2-3.3-4, pentru media din România șl pentru Regiunea de Dezvoltare Nord-Est în care se găsește Bacău.

Tabel 3.3-2: Proiecție privind crșeterea economică, România și Regiunea de Dezvoltare Nord-Est, 2003-2028. Scenariu pesimist (rată de creștere = 3% p.a.)

An	Real, proiectat	România, pib per ca pita, RON	România, PIB per capita, EUR	Regiunea de Dezvoltare Nord-Est, PIB per capita, RON	Regiunea de Dezvoltare Nord-Est, PIB per capita, EUR	Regiunea de Dezvoltare Nord-Est, procent din România
		Prețuri actuale
2003	Real	9,106	2,422
2004	Real	11,372	2,804
2005	Real	13,333	3,683
2006	Real	15,963	4,635
2007	Real	18,736	5,610	13,027	3,680	69%
Factor de creștere	1.03	Prețuri fixe (2007)
2008	Proiectat	19,298	5,778	13,418	3,790	69%
2009	Proiectat	19,877	5,952	13,820	3,904	69%
2010	Proiectat	20,473	6,130	14,235	4,021	69%
2011	Proiectat	21,088	6,314	14,662	4,142	69%
2012	Proiectat	21,720	6,504	15,102	4,266	69%
2013	Proiectat	22,372	6,699	15,555	4,394	69%
2014	Proiectat	23,043	6,900	16,022	4,526	69%
2015	Proiectat	23,734	7,107	16,502	4,662	69%
2016	Proiectat	24,446	7,320	16,997	4,801	69%
2017	Proiectat	25,180	7,539	17,507	4,946	69%
2018	Proiectat	25,935	7,766	18,032	5,094	69%
2019	Proiectat	26,713	7,999	18,573	5,247	69%
2020	Proiectat	27,514	8,238	19,131	5,404	69%
2021	Proiectat	28,340	8,486	19,705	5,566	69%
2022	Proiectat	29,190	8,740	20,296	5,733	69%
2023	Proiectat	30,066	9,002	20,905	5,905	69%
2024	Proiectat	30,968	9,272	21,532	6,082	69%
2025	Proiectat	31,897	9,551	22,178	6,265	69%

¹ Strategia Energetică a României, 2007-2020, pagina 16, tabel 4.1.

An	Real, proiectat	România, PIB per capita, RON	România, PIB per capita, EUR	Regiunea de Dezvoltare Nord-Est, PIB per capita, RON	Regiunea de Dezvoltare Nord-Est, PIB per capita, EUR	Regiunea de Dezvoltare Nord-Est, procent din România
		Prețuri actuale
2026	Proiectat	32,854	9,837	22,843	6,453	69%
2027	Proiectat	33,839	10,132	23,528	6,646	69%
2028	Proiectat	34,854	10,436	24,234	6,846	69%

Surse: The Economist Intelligence Unit, Profil de țară, România; Statistici.

Tabel 3.3-3: Proiecția creșterii economice, România și Regiunea de Dezvoltare Nord-Est, 2003-2028.

Scenariu optimist (rată de creștere = 8% p.a.).

An	Real, proiectat	România, PIB per capita, RON	România, PIB per capita, EUR	Regiunea de Dezvoltare Nord-Est, PIB per capita, RON	Regiunea de Dezvoltare Nord-Est, PIB per capita, EUR	Regiunea de Dezvoltare Nord-Est, procent din România
		Prețuri actuale
2003	Real	9,106	2,422
2004	Real	11.372	2,804
2005	Real	13,333	3,683
2006	Real	15,963	4,535
2007	Real	18,736	5,610	13,027	3,680	69%
Factor de creștere	1.08	Prețuri fixe (2007)
2008	Proiectat	20,235	6,059	14,069	3,974	69%
2009	Proiectat	21,854	6,544	15,195	4,292	69%
2010	Proiectat	23,602	7,067	16,410	4,636	69%
2011	Proiectat	25,490	7,632	17,723	5,007	69%
2012	Proiectat	27,529	8,243	19,141	5,407	69%
2013	Proiectat	29,732	8,902	20,672	5,840	69%
2014	Proiectat	32,110	9,615	22,326	6,307	69%
2015	Proiectat	34,679	10,384	24,112	6,811	69%
2016	Proiectat	37,453	11,214	26,041	7,356	69%
2017	Proiectat	40,450	12,112	28,124	7,945	69%
2018	Proiectat	43,686	13,080	30,374	8,580	69%
2019	Proiectat	47,180	14,127	32,804	9,267	69%
2020	Proiectat	50,955	15,257	35,429	10,008	69%
2021	Proiectat	55,031	16,478	38,263	10,809	69%
2022	Proiectat	59,434	17,796	41,324	11,673	69%
2023	Proiectat	64,188	19,220	44,630	12,607	69%
2024	Proiectat	69,324	20,757	48,200	13,616	69%
2025	Proiectat	74,869	22,418	52,056	14,705	69%
2026	Proiectat	80,859	24,211	56,221	15,882	69%
2027	Proiectat	87,328	26,148	60,718	17,152	69%
2028	Proiectat	94,314	28,240	65,576	18,524	69%

Surse: The Economist Intelligence Unit, Profil de țară, România; Statistici.

Tabel 3.3-4: Proiecția creșterii economice. România și Regiunea de Dezvoltare Nord-Est, 2003-2028.

Scenariu echilibrat (rată de creștere = 5.5 p.a.).

An	Real, proiectat	România, PIB per capita, RON	România, PXB per capita, EUR	Regiunea de Dezvoltare Nord-Est, PIB per capita, RON	Regiunea de Dezvoltare Nord-Est, PIB per capita, EUR	Regiunea de Dezvoltare Nord-Est, procent din România
		Prețuri actuale
2003	Real	9,106	2,422
2004	Real	11,372	2.804
2005	Real	13,333	3,683
2006	Real	15,963	4,535
2007	Real	18.736	5,610	13,027	3,680	69%
Factor de creștere	1.055	Prețuri fixe (2007)
2008	Proiectat	19,298	5,778	13,743	3,882	69%
2009	Proiectat	20,359	6,096	14,499	4,096	69%
2010	Proiectat	21,479	6,431	15,297	4,321	69%
2011	Proiectat	22,661	6,785	16,138	4,559	69%
2012	Proiectat	23,907	7,158	17,026	4,810	69%
2013	Proiectat	25,222	7,552	17,962	5,074	69%
2014	Proiectat	26,609	7,967	18,950	5,353	69%
2015	Proiectat	28,072	8,405	19,992	5,648	69%
2016	Proiectat	29,616	8,867	21,092	5,958	69%
2017	Proiectat	31,245	9,355	22,252	6,286	69%
2018	Proiectat	32,964	9,870	23,476	6,632	69%
2019	Proiectat	34,777	10,412	24,767	6,996	69%
2020	Proiectat	36,690	10,985	26,129	7,381	69%
2021	Proiectat	38,707	11,589	27,566	7,787	69%
2022	Proiectat	40,836	12,227	29,082	8,215	69%
2023	Proiectat	43,082	12,899	30,682	8,667	69%
2024	Proiectat	45,452	13,609	32,370	9,144	69%
2025	Proiectat	47,952	14,357	34,150	9,647	69%
2026	Proiectat	50,589	15,147	36,028	10,177	69%
2027	Proiectat	53,371	15,980	38,010	10,737	69%
2028	Proiectat	56,307	16,859	40,100	11,328	69%

Surse: The Economist Intelligence Unit, Profil de țară, România; Statistici.

în ultimii ani, economia României s-a bucurat de un inlfux net de Investiții directe din străinătate de 5-10 miliarde EUR pe an. în paralel, țara a trecut printr-un deficit anual al balanței actuale de plăți de 7-17 miliarde de EUR. Se estimează că acest model va continua în viitor, reflectând locația unităților de producție a companiilor străine care utilizează diferența dintre productivitate șl renumerare a forței de muncă locale.

Nu au fost disponibile date pentru FDI în Bacău șl nu au fost făcute proiecții pentru acest indicator.

în perioada 2002-2007, rata Inflației naționale a scăzut de la 22.5% p.a. la 5.0% înainte de ultima creștere a prețurilor petrolului și a utilităților care au dus la o nouă creștere a ratelor inflației. Guvernul

României șl-a exprimat intenția de a trece la moneda Euro (poate în 2014). Dacă acesta ar fi cazul, se crede că rata inflației ar putea fi menținută la un nivel constant, având în vedere faptul că trecerea ia moneda Euro va determina Guvernul României să urmeze o politică economică mal puțin expansivă într-o încercare de a restabili balanțele fundamentale prin reducerea deficitului balanței de plăți. Dacă o astfel de politică este încununată de succes, aceasta va contribui și la menținerea cursului de schimb valutar Leu românesc - Euro într-un cadru restrâns, dacă nu se va fixa din prima pe Euro. Dacă dezechilibrele persistă, trecerea la moneda Euro poate fi amânată, rezultând probabil într-o rată a Inflației mai mare care depinde de importuri și cererea națională.

Datorită faptului că Mașter Planul operează pe costuri fixe, nu sunt incluse proiecții privind Inflația.

Proiecția șomajului. Tabel 3.3-5, este dată pentru a Ilustra diferența dintre media națională și orașul Bacău.

Tabel 3.3-5: Proiecția șomajului. România $i Bacău. Scenariile peslmlt, optimist și echilibrat

An	Real, proiectat	România			Bacău
2003	Real	NA			NA
2004	Real	NA			NA
2005	Real	7,2%			2.67%
2006	Real	7,3%			1.6%
2007	Real	6.5%			1.1% *)
		Pesimist	Optimist	Echilibrat	Pesimist	Optimist	Echilibrat
2008 -2028	Proiectat	10%	4%	7%	5%	1%	3%

Sursă: România: Eurostat, Februarie 2008.

*) Estimare.

în ultimii ani, rata șomajului în România a fost în jur de 6-7% din forța de muncă, fiind semnificativ mai mică în zonele urbane și mai mare în zonele rurale. Atâta vreme cât nivelul general al salariului în România rămâne relativ scăzut, iar cererea de produse din România rămâne constantă sau crește, rata șomajului ar putea descrește în continuare.

în Bacău, rata înregistrată a șomajului este de 1-3% din populația activă din punct de vedere economic. Această rată este foarte scăzută șl se crede că se datorează șomajului ascuns sau neînreglstrărli unor personaje care nu au loc de muncă.

în scenariul pesimist, rata șomajului ar putea crește la 10% din forța de muncă, în timp ce în scenariul optimist, rata șomajului ar putea scădea la 4%. în scenariul echilibrat, rata șomajului se estimează că va rămâne la 7%.

Pentru Bacău, în scenariul echilibrat se estimează că rata șomajului este de 3%, în timp ce în scenariile pesimist și optimist, ratele șomajului sunt estimate a fi la 5% respectiv la 1%.

Se estimează că în termen real salariile vor crește în același timp cu creșterea economică, adică cu 3%, 5,5% sau 8% p.a. după cum este ilustrat în Tabelul 3.3-6.

Tabel 3.3-6: Proiecția salariilor (salarii nete), România șl Bacău, 2003-2028- Scenariile pesimist, optimist

șl echilibrat, RON pe lună.

An	Reaf, proiectat
		România			Județul Bacău
2003	Real	484			480
2004	Real	599			587
2005	Real	746			718
2006	Real	862			845
2007	Real	1,043			1023*)
		Pesimist	Optimist	Echilibrat	Pesimist	Optimist	Echilibrat
		1.03	1.08	1.055	1.03	1.08	1.055
2008	Proiectat	1074	1126	1100	1054	1105	1079
2009	Proiectat	1107	1217	1161	1085	1193	1139
2010	Proiectat	1140	1314	1225	1118	1289	1201
2011	Proiectat	1174	1419	1292	1151	1392	1267
2012	Proiectat	1209	1533	1363	1186	1503	1337
2013	Proiectat	1245	1655	1438	1222	1623	1411
2014	Proiectat	1283	1788	1517	1258	1753	1488
2015	Proiectat	1321	1931	1601	1296	1894	1570
2016	Proiectat	1361	2085	1689	1335	2045	1656
2017	Proiectat	1402	2252	1782	1375	2209	1747
2018	Proiectat	1444	2432	1880	1416	2385	1844
2019	Proiectat	1487	2626	1983	1459	2576	1945
2020	Proiectat	1532	2837	2092	1502	2782	2052
2021	Proiectat	1578	3063	2207	1547	3005	2165
2022	Proiectat	1625	3309	2328	1594	3245	2284
2023	Proiectat	1674	3573	2457	1642	3505	2409
2024	Proiectat	1724	3859	2592	1691	3785	2542
2025	Proiectat	1776	4168	2734	1742	4088	2682
2026	Proiectat	1829	4501	2885	1794	4415	2829
2027	Proiectat	1884	4861	3043	1848	4768	2985
2028	Proiectat	1940	5250	3211	1903	5150	3149

Surse: www.insse.ro Notă: *): Estimare.

Se estimează că veniturile brute pe gospodărie vor crește în același timp cu tendința de creștere economică. Acest fapt este ilustrat în Tabelele 3.3-7 - 3.3-9 ce descriu declla de venit mediu șl declla de venitul cel mai mic.

Tabel 3.3-7: Venit brut pe gospodărie, docilă medie șl de venit # 1, Nivel național și Bacău, 2005-2028.

Scenariu pesimist. Prețuri fixe pentru anul 2007.

An	Medie națională	Declla națională # 1, RON pe lună pe gospodărie	Bacău, media	Bacău, Declla # 1, RON pe lună pe gospodărie	Bacău procent din media națională
	RON pe lună pe gospodărie		RON pe lună pa gospodărie
	Istoric
2005	1,212	587	1024	491	85%
2006	1,386	671	1177	565	85%
2007	1,697	822	1442	692	85%

	Proiecții
	1.03	1.03	1.03	1.03	1,03
2008	1,714	830	1,456	699	85%
2009	1,731	839	1,471	706	85%
2010	1,748	847	1,486	713	85%
2011	1,766	855	1,501	720	85%
2012	1,784	864	1,516	727	85%
2013	1,801	873	1,531	735	85%
2014	1,819	881	1,546	742	85%
2015	1,838	890	1,561	749	85%
2016	1,856	899	1,577	757	85%
2017	1,875	908	1,593	764	85%
2018	1,893	917	1,609	772	85%
2019	1,912	926	1,625	780	85%
2020	1,931	936	1,641	788	85%
2021	1,951	945	1,658	795	85%
2022	1,970	954	1,674	803	85%
2023	1,990	964	1,691	811	85%
2024	2,010	973	1,708	820	85%
2025	2,030	983	1,725	828	85%
2026	2,050	993	1,742	836	85%
2027	2,071	1,003	1,760	844	85%

Sursă: Informații privind Regiunea de Dezvoltare Nord-Est, PIB per capita

Tabel 3.3-8: Venit brut pe gospodărie, decilă medie șl de venit # 1, Nivel național și Bacău, 2005-2028.

Scenariu optimist. Prețuri fixe pentru anul 2007.

An	Medie națională, RON pe lună pe gospodărie	Declla națională # 1, RON pe lună pe gospodărie	Bacău, medie, RON |» lună pe gospodărie	Bacău, Declla # 1, RON pe lună pe gospodărie	Bacău procent din media națională
	Istoric
2005	1,212	587	1024	491	85%
2006	1,386	671	1177	565	85%
2007	1,697	822	1442	692	85%
	Proiecții
	1.08	1.08	1.08	1.08	1.08
2008	1,782	863	1,514	727	85%
2009	1,871	906	1,590	763	85%
2010	1,964	952	1,669	801	85%
2011	2,063	999	1,753	841	85%
2012	2,166	1,049	1,840	883	85%
2013	2,274	1,102	1,932	927	85%
2014	2,388	1,157	2,029	974	85%
2015	2,507	1,214	2,130	1,022	85%
2016	2,633	1,275	2,237	1,074	85%
2017	2,764	1,339	2,349	1,127	85%
2018	2,902	1,406	2,466	1,184	85%
2019	3,048	1,476	2,590	1,243	85%
2020	3,200	1,550	2,719	1,305	85%
2021	3,360	1,628	2,855	1,370	85%
2022	3,528	1,709	2,998	1,439	85%
2023	3,704	1,794	3,148	1,511	85%
2024	3,890	1,884	3,305	1,586	85%
2025	4,084	1,978	3,470	1,665	85%
2026	4,288	2,077	3,644	1,749	85%
2027	4,503	2,181	3,826	1,836	85%
2028	4,728	2,290	4,017	1,928	85%

Sursă: Informații privind Regiunea de Dezvoltare Nord-Est, PIB per capita

Tabel 3.3-9: Venit brut pe gospodărie, de cită medie $1 de venit # 1, Nivel național fl Bacău, 2005-2028.

Scenariu echilibrat. Prețuri fixe pentru anul 2007.

An	Medie națională, RON pe lună pe gospodărie	Deci la națională # 1, RON pe lună pe gospodărie	Bacău, medie, RON pe lună pe gospodărie	Bacău, Declla # 1, RON pe lună pe gospodărie	Bacău procent din media națională
	Istoric
2005	1,212	587	1024	491	85%
2006	1,386	671	1177	565	85%
2007	1,697	822	1442	692	85%
	Proiectil
	1.055	1.055	1.055	1.055	1.055
2008	1,748	847	1,485	713	85%
2009	1,800	872	1,530	734	85%
2010	1,854	898	1,576	756	85%
2011	1,910	925	1,623	779	85%
2012	1,967	953	1,672	802	85%
2013	2,026	982	1,722	826	85%
2014	2,087	1,011	1,773	851	85%
2015	2,150	1,041	1,827	877	85%
2016	2,214	1,073	1,881	903	85%
2017	2,281	1,105	1,938	930	85%
2018	2,349	1,138	1,996	958	85%
2019	2,420	1,172	2,056	987	85%
2020	2,492	1,207	2,118	1,016	85%
2021	2,567	1,243	2,181	1,047	85%
2022	2,644	1,281	2,247	1,078	85%
2023	2,723	1,319	2,314	1,110	85%
2024	2,805	1,359	2,383	1,144	85%
2025	2,889	1,399	2,455	1,178	85%
2026	2,976	1,441	2,529	1,213	85%
2027	3,065	1,485	2,604	1,250	85%
2028	3,157	1,529	2,683	1,287	85%

Sursă: Informații privind Regiunea de Dezvoltare Nord-Est, PIB per capita

• 3.4.    Proiecția necesarului termic
  
  3.4.1.    Introducere

Pe baza datelor privind situația actuală (Capitolul 2), rezultatele proiecțiilor socio-economlce (Capitolul 3.3) și întâlnirile cu SC CET Bacău șl Municipalitatea Bacău a fost realizată o proiecție a necesarului termic viitor pentru 2009-2028. Au fost luate în considerare criteriile specifice de proiectare pentru sistemiH de termoficare pentru Bacău, precum și un număr de ipoteze tehnice și cele privind piața. Proiecțiile privind necesarul termic sunt necesare pentru a determina nevoile viitoare în ceea ce privește capacitatea ca bază pentru proiectarea echipamentelor noi șl a analizei flnanciare/economice pentru diferite scenarii de dezvoltare și opțiuni de Investiții.

Necesarul termic viitor este de fapt un produs ai intensității estimate al energiei termlce/consumul unitar al consumatorilor conectați la sistemul de termoficare și al numărului și mărimea consumatorilor (zonă încălzită estimată). în plus, trebuie avute în vedere dezvoltarea și condițiile rețelelor de termoficare pecum șl pierderile aferente de căldură.

• 3.4.2.    Necesar termic casnic și noncasnic
  
  Corecția zilelor grade căldură

Zilele grade căldură reflectă necesarul de energie necesar pentru încălzirea clădirilor de locuit și de birouri. Aceastea rezultă din urmăririle zilnice ale temperaturii șl se consideră că cerințele de termoficare pentru o anumită structură, într-o anumită locație sunt direct proporționale cu numărul de zile grade căldură.

în Românla_z numărul gradelor căldură pentru o anumită zi este definit ca diferența între 18°C și temperatura medie de afară pentru ziua respectivă. Temperatura de 18° C este utilizată ca un punct de referință pentru că experiența dovedește faptul că nu este necesară încălzirea dacă temperatura medie de afară este de 18° C sau mai mult. în general, locuitorii și echipamentele utilizate într-o clădire generează suficientă căldură pentru a ridica temperatura la un nivel de confort necesar.

Pentru început, consumul zilnic de energie termică descris în capitolul 2 trebuie ajustat conform principiului zile grade căldură, luând în considerare fluctuațiile climatice de la un an la altul. Consumul anual de energie termică pentru termoficare trebuie ajustat la diferența dintre numărul de zile grade numărate de-a lungul unul an șl numărul de zile grade din anul de referință metrologic „standard" pentru aceeași locație geografică.

Parametrii de proiectare pentru temperatura de bază pot fi găsiți tn baza de date Internațională privind clima RET Screen, pe bază de date de la NASA. Potrivit bazei de date, numărul de zile grade căldură în Bacău pentru sezonul de termoficare în anul de referință este de 2.990 pentru întregul an care constituie sezonul de încălzire. Astfel, numărul anual de zile grade căldură pentru 2005 și ultimul an de producție -2007 - poate fi determinat pe baza datelor privind temperatura. Tabelul 3.4-1 de mal jos prezintă calculul numărului lunar șl total de zile grade pentru Bacău în 2007. Calculul zilelor grade pornește de la temperatura de referință de 18°C.

Tabel 3.4-1: Zile grade pentru Bacău 2005 șl 2007

Lună	Ande referință [’C*zile]	2005 Zile grade [°C*zlle]	2007 Zile grade [°C*zlle]
1	-	558	436
2	-	605	474
3	-	504	373
4	-	277	266
5	-	0	0
6	-	0	0
7	-	0	0
8	-	0	0
9	-	0	0
10	-	257	266
11	-	450	505
12	-	557	656
Total	3.190	3.208	2.976

Sursă; NASA

Numărul de zile grade în sezonul de termoficare în anul 2007 a fost cu aproximativ 7% sub numărul aferent anului de referință.

Pentru a stabili necesarul termic pentru termoficarea de-a lungul unul an obișnuit (de referință), consumul real de energie termică pentru termoficare în 2007 este înmulțit cu un factor de corecție de 1,06.

Economisire de energie

Proiecția necesarului termic viitor pentru consumatorii conectați la sistemul de termoficare trebuie să la în considerare măsuri pentru economisirea de energie în clădiri.

Potrivit Strategiei Energetice pentru România 2007-2020, potențialul mediu de economisire de energie în sectorul de locuit se estimează că este în procent de 41,5% din consumul total. Acest potențial de economisire este rezultatul unei izolații termice necorespunzătoare a clădirilor, iar în ceea ce privește locuințele alimentate de sistemul de termoficare se datorează lipsei de stimulente pentru economisirea de energie datorită absenței contoarelor individuale pentru consumul de energie termică. Potențlaful de

economisire este de asemenea dovedit și prin faptul că mal mult de 50% din clădirile din România au o vechime de mai mult de 20 de ani șl doar 10% au o vechime mal mică de 10 ani.²

La nivel european, țările membre UE, au ajuns la o înțelegere privind aprobarea eficienței energetice generale în UE de 20% până în 2020. Se admite că, creșterea eficienței energetice este modalitatea cea mai Ieftină și eficientă din punct de vedere al costurilor pentru reducerea emisiilor de gaz șl îmbunătățirea siguranței alimentării cu energie. Reducerea cu 20% ar trebui abordată din punctul de vedere al dezvoltării fără niclo acțiune. De asemenea, planul de acțiune a! Comisiei Europene (EC) din 2006 precizează faptul că potențialul general de eficiență energetică al UE (cu un rezultat socio-economic pozitiv) este echivalent cu 25-30% din sectorul rezindețial, de servicii, industrie și transport considerate ca un întreg.

în mod normal clădirile au o durată de exploatare lungă. Astfel, este important ca noile clădiri să aibă un nivel bun de eficiență energetică pentru a contribui la reducerea cerințelor privind energia termică, prin urmare a costurilor legate de energie suportate de consumator în viitor. Noua directivă privind performanța energetică a clădirilor adoptată de UE recomandă ca statele membre să evalueze posibilitățile de restrângere a cerințelor privind energia, o dată la cinci ani.

Cu toate acestea, cel mai mare potențial de economisire se află în clădiri. Pot fi realizate economisiri copnslderabile la un preț bun, în special dacă sk implementează împreună cu conversia, îmbunătățirea, renovarea etc. Astfel, având în vedere Directiva UE privind performanța energetică a clădirilor, Guvernul trebuie să la în considerare posibilitățile de restrângere a cerințelor privind energia prin îmbunătățiri etc ale clădirilor existente.

Directiva UE privind performanța energetică a clădirilor stabilește cerințe privind:

aplicarea cerințelor minime privind performanțele energetice ale clădirilor noi;

• -    aplicarea cerințelor minime privind performanțele energetice ale clădirilor vechi mari care fac obiectul unor renovări majore;

• -    certificarea energetică a clădirilor.

Legislația națională adoptă directiva șl pune în aplicare aceste cerințe la nivel local.

Exemple de eficiențe energetice șl potențial de economisire de energie în clădirile de locuințe

învelișurile clădirii a majorității clădirilor construite înainte de 1990 sunt izolate necorespunzător. Pentru astfel de clădiri ar trebui îmbunătățită performanța termică din perspectiva cost/beneficlu. Tabelul 3.4-2 prezintă o Ierarhizare a măsurilor de îmbunătățire termică de la măsuri simple, necostisitoare la unele mai complicate și costisitoare cu estimarea costurilor investlționale, economisire din punctul de vedere al energiei și banilor și estimarea modalităților simple de ramburs.

Toate aceste măsuri vor contribui la îmbunătățirea eficienței energetice și vor duce la economisire de energie. în cazul unui tarif de energie termică bazat pe consum, primele trei măsuri enumerate vor avea o periodă simplă de ramburs de mai puțin de 10 ani. Restul măsurilor vor avea o perioadă simplă de ramburs de 14 până la 83 ani, având în vedere prețurile actuale ale energiei, perioadă care face parte din durata de viață a clădirii, însă nu este considerată „economică" dintr-o perspectivă economică privată. Cu toate acestea, măsurile prezintă interes în ceea ce privește reechiparea șl îmbunătățirea majoră a clădirilor.

Tabel 3.4-2 Măsuri de îmbunătățire termică cu costuri Investlționale estimate, economisire în ceea ce privește energia și banii si perioadele simple de ramburs aferente____________.___________________

Măsurl/lnvestlții/ beneficii	Investiții [EUR/m2 apartament]	Economisire anuală [MWh/m2]	Economisire anuală [%]	Economlsre anuală [EUR/m2]	Ramburs [Ani]
Curățarea       izolației	0,5    2)	0,011	5%	0,55	0,9

² Eficiență Energetică în Sectorul de Locuințe din România - Situația existentă șl perspective. Xxxxxxx Xxxxxxx, S.C. Electrica Serv S.A. Bucharest.

-ferestrelor șl a altor orlfîcll
Echiparea ferestrelor existente	3,3    2)	0,034	15%	1,69	2,0
Noi ferestre eficiente din punct de vedere energetic	11,4    33	0,034	15%	1,69	6,7
Izolație externă pentru pereții exteriori (a frontoanelor întâi)	23,0    2)	0,034	15%	1,69	14
Izolația internă a casei scăriilor       șl       a coridoarelor	6,9     2)	0,006	3%	0,30	23
Echiparea          sau înlocuirea ușilor de la intrare	3,8    3)	0,0022	1%	0,11	35
Izolația acoperișului exterior de pe acoperișurile de beton ale apartamentelor	45,0    2>	9,015	7%	0,75	60
Izolația tavanelor din subsolurile reci	25,0    23	0,006	3%	0,30	83

1) pe baza unul tarif de 49,7 EUR/MWh, reprezentând costul real de producție al termoflcăril pentru SC CET Bacău, Inclusiv transport și distribuție, 2007,

2) sursă; Companie locală de proiectare specializată în modernizarea de apartamente,

3) sursă: pagină web a unor furnizori locali.

în afara măsurilor pentru îmbunătățire termică prezentate mal sus, introducerea consumului contorizat în apartamentele individuale combinată cu introducerea de supape termo regulatoare va avea în mod normal ca rezultat o reducere cu 20% a consumului de energie termică. Investiția pentru o astfel de îmbunătățire este de aproximativ 4 EUR pe m² de apartament și perioada simplă de ramburs este de aproximativ 15 luni. Această soluție are drept valoare adăugată un climat interior îmbunătățit care va duce la o sănătate mai bună a locuitorilor.

Proiecții privind Intensitatea termică 2009-28

Pe baza măsurilor și obiectivelor naționale șl europene menționate mai sus au fost agreate cu CET Bacău și Municipalitatea Bacău următoarele proiecții privind necesarul termic al consumatorilor conectați la sistemul de termoficare:

•    O reducere cu 30% a consumului specific de căldură (GJ/m2) de-a lungul unei perioade de 10 ani (distribuită cu 3 %- puncte pe an între 2009 - 2018).

Intesltatea temlcă va descrește față de cea actuală, aproximativ 48 GJ/100 m2 la 33,5 GJ/100 m2 în 2019 apoi se va stabiliza la acest nivel de-a lungul întregii perioade de planificare rămase. Cifrele date sunt transformate în date pentru anul de referință. Această proiecție se bazează pe:

•    O economisire de energie de 25% datorită îmbunătățirilor eficienței energetice în concordanță cu Strategia Națională Energetică a României care prevede o economisire de 41,5% începând cu 2007. Din 41,5%, o economisire de 11,5% a fost deja obținută în 2007 datorită introducerii consumului contorizat de căldură și apă caldă în majoritatea apartamenelor de bloc.

• -    Se mai estimează o economisire de 5% din cauza încălzirii globale în concordanță cu creșterea temperaturii medii înregistrată în ultimii ani. în comparație cu anul de referință care se bazează pe înregistrările metrologice Istorice și nu ia în considerare creșterile de temperatură înregistrate

  Mim

  
  

  ORO UF

  
  

în ultimii ani se estimează că temperatura medie pentru sezonul de termoficare pe timpul perioadei de planificare de 20 de ani va fi cu aproximativ 0,7° C mai mare, care va duce la o nouă reducere a necesarului termic de 5%.

Suprafața încălzită

în afara necesarului termic specific al consumatorilor de energie termică (exprimată ca intensitate termică) trebuie luate în considerare rata de conectare și mărimea masei clădirii conectate la sistemul de termoficare,

O nemulțumire generală a consumatorilor conectați la sistemul de termoficare în Bacău în urmă cu câțiva ani a dus la deconectări șl astfel la o descreștere a necesarului de energie în sistemul de termoficare. Majoritatea companiilor de termoficare din România au înregistrat în aceeași perioadă, ca și Bacău, deconectări de la sistemul de termoficare.

în ultimul deceniu, mulți consumatori s-au deconectat de la sistemul de termoficare și șl-au instalat cazane pe gaz. Apartamentele deconectate sunt acum încălzite cu cazane pe gaz.

Au existat câteva motive pentru care-oa menii s-au deconectat de la sistemele de termoficare. Printre cele mal importante se numără:

• •    Prețul scăzut al gazului natural în comparație cu termoficarea și alți combustibili (deformarea pieței generată de prețuri mici artificiale ale gazului natural datorită subvențiilor).

• •    Starea necorespunzătoare a instalațiilor de termoficare (aproape de sfârșitul duratei de viață), care cauzează întreruperi necontrolate a încălzirii șl alimentării cu apă caldă precum și o calitate slabă a acesteia.

Majoritatea sistemelor de termoficare au fost înființate înainte de 1970. înlocuirea conductelor de recirculare pentru apă caldă a fost interzisă de regimul politic de înainte de 1990 pentru a economisi costurile de reparare, fără a lua în considerare consumul mal ridicat de apă fierbinte datorită lipsei acestor conducte.

Deși, în condiții normale, consumatorii primesc o cantitate sufientă de apă caldă de robinet și la o temperatură acceptabilă de 60°C la ieșirea din substație, nivelul serviciului din punctul de vedere al calității șl comfortului este doar parțial satisfăcător. Din cauza vechimii Instalațiilor șl lipsa recirculării și^a schimbătoarelor de căldură ineficiente, temperatura la consumator este deseori limitată la 40-45 °C. în plus, datorită lipsei recirculării, s-ar putea să dureze câteva minute până să curgă apa caldă în perioadele cu consum limitat.

Probabil că și libertatea dobândită după 1989 a dus la dorința de independență față de alimentarea în sistem centralizat și comunal.

Situația s-a schimbat în ultimii ani, cu rate de deconectare mult mai reduse șl tendița de reconectare a unor consumatori. Printre motivele cele mai probabile trebuie menționată creșterea abruptă a prețurilor gazului și dependența acută de Importul de gaze din Rusia. De asemenea, au influențat situația și duratele de viață mult mai scurte decât estimate în prealabil a cazanelor Individuale pe gaz (10-15 ani).

în același timp, reabilitarea în plină desfășurare a substațillor și a rețelelor crește încrederea și calitatea alimentării cu termoficare, asigurând astfel un comfort mai ridicat al consumatorilor conectați la sistemul de termoficare,

în timpul a patru ani, între 2003 și 2007, numărul de consumatori conectați a rămas aproape constant. Există totuși o tendință de deconectare însă aceasta a fost contracarată prin includerea unui număr de sisteme „insulă" în rețeaua principală. Ca rezultat, numărul total de locuințe conectat la sistemul principal de termoficare a crescut cu 1,6% de la 25.100 în 2003 la 25.500 în 2007.

Pe baza recentei dezvoltări a ratei de deconectare (descrisă în Capitolul 2.9) șl a centralelor municipale pentru promovarea sistemului de termoflcare se estimează că piața de termoflcare va fl stabilizată astfel încât zona încălzită va fi în medie constantă de-a lungul perioadei de planificare de 20 de ani.

Proiecția se bazează pe următoarele considerente pentru toate categoriile de consumatori:

• •    Conectarea tuturor instituțiilor publice la sistemul de termoflcare (atât re conectări cât șl conectări ale instituțiilor la rețeaua de distribuție).

• •    Stimularea reconectării la sistemul de termoflcare.

• •    Stabilizarea pieței potrivit legislației românești, Legea nr. 325, Articol 8i, Secțiunea 2, care permite municipalității să ceară ca într-o clădire cu mal multe etaje să fie aplicat un singur tip de alimentare cu căldură.

• •    Expectative privind îmbunătățirea competivității sistemului de termoflcare în comparație cu alimentarea individuală cu gaz, luând în considerare liberalizarea prețurilor gazului și încălzirii centralizate începând cu 2009. Competitivitatea sistemului de termoflcare depinde în mare măsură de mărimea diferenței între prețul pentru consumatorii Individuali (mici) și prețul obțiunut de SC CET Bacău, unde o mare parte din producția de energie termică se bazează pe gaz natural.

în afară de reconectarea vechilor consumatori, conectarea de noi clădiri este considerată ca parte din dezvoltarea vlltoară.

• 3.4.3.    Pierderi în rețeaua de termoflcare

Pentru realizarea proiecțiilor privind pierderile de căldură în sistemul de termoflcare au fost luate în considerare următoarele aspecte:

starea rețelelor primare și secundare existente,

parametrii de proiectare pentru noile conducte (pierderi de căldură), redimensionarea conductelor,

potențialul de a trece de la un sistem de două conducte la un sistem de patru conducte, starea substațillor înainte și după reabilitare.

Reabilitarea rețelelor

Rețeaua primară transportă căldură de la CET Bacău la substații/rețelele de distribuție. întreaga rețea de transport are o lungime geografică de 66 km, din care aproximativ 10% au fost reabilitați în ulltimii ani. în 2007, pierderea totală de căldură din rețelele de transport a fost de aproximativ 13% din căldura livrată de la CET Bacău.

Rețelele de distribuție transportă căldură de la substații la consumatorii de energie termică în sistem centralizat. Acestea au o lungime geografică totală de 205 km. în 2007, pierderile totale de căldură din rețeaua secundară au fost de aproximativ 23% din căldură furnizată de CET Bacău. Până în 2007, aproximativ 48% din rețeaua de distribuție a fost echipată, ca un sistem de patru conducte cu conducte separate pentru termoflcare respectiv apă caldă menajeră.

Trebuie menționat faptul.că, costurile investlționale pentru sistemul de patru conducte sunt cu 30-40% mal mari decât cele pentru sistemul de două conducte, în care apa caldă menajeră este pregătită la nivel local, la conexiunea cu fiecare clădire. în plus, pierderea anuală de căldură dintr-un sistem de patru conducte este cu 15-20% mal mare decât pierderea dlntr-un sistem de două conducte. în concluzie, costurile de operare și întreținere a unul sistem de două conducte sunt cu mult mai mici decât cele pentru soluția cu un sistem de patru conducte, unde coroziunea conductelor de distribuție a apei calde de robinet constituie o problemă majoră. Astfel, se recomandă să se ia în considerare trecerea în viitor la opțiunea de două conducte în vederea creșterii eficienței generale a sistemului de termoflcare și de a reduce costurile șl consumul brut de energie.

J9M Intentevdo^ent

MM G B O U f

Din cauza progresului lent în ceea ce privește reabilitarea rețelei comparativ cu vechimea conductelor, până la această oră nu au fost înregistrate scăderi ale pierderilor generale de căldură. Din cauza faptului că, în același timp, a descrescut și consumul de energie termică, procentul relativ de pierderi de căldură a crescut în ultimii ani.

Continua reabilitare a rețelelor de transport și distribuție va duce la reducerea continuă a pierderilor datorită echipării conductelor, și instalarea de noi pompe prelzolate. în plus, noile pompe vor fi redlmensionate la o dimensiune mai mică decât cele actuale care au fost proiectate pentru un necesar termic mal mare și un debit operațional fix.

Pe baza informațiilor de la CET Bacău se presupune că reabilitarea întregilor rețele de transport șl distribuție va fi realizată în termen de 5 ani (cu un procent egal de conducte reabilitat în fiecare an). Drept consecință, pierderea totală actuală de căldură de 36% (transport și distribuție) se estimează că va descrește gradual la 15% (în comparație cu producția totală de energie termică din 2007 transpusă într-un an de referință) începând cu 2013.

Modernizarea substațlllor

în general, majoritatea stațiilor schimbătoare de căldură (substațllle) sunt operate la un standard acceptabil. în Bacău 34 din 57 de substațli sunt complet reabilitate, iar 19 sunt parțial reabilitate (fără automatizare). Reabilitarea se realizează prin instalarea de schimbătoare de căldură și pompe noi eficiente din punct de vedere energetic. Astfel, consumul de energie electrică este redus considerabil pentru că pompele existente sunt de obicei supradimensionate, nu sunt echipate cu dispozitive de reglare a variatoarelor de viteză șl sunt ineficiente în comparație cu pompele noi. De asemenea, reabilitarea va duce la reducerea pierderilor de căldură datorită unei reglări îmbunătățite a temperaturii (temperatură de furnizare mai scăzută) pentru sistemul de distribuție și capacitate crescută a schimbătoarelor de temperatură rezultând în temperaturi de furnizare șl de retur mai mici în rețeaua de transport.

• 3.4.4.    Rezumat al proiecțiilor privind necesarul termic

Instrumentarea proiecției privind necesarul termic

Proiectele de termoficare sunt planificate cu ajutorul curbei de durată a sarcinii termice standard reprezentând modelul de sarcină pe care cel mai probabil sistemul va trebui să îl îndeplinească. Figura 3.4,4-1 de mai jos prezintă o curbă de durată a sarcinii termice pentru perioada mal 2007 - aprilie 2008 pentru energia termică furnizată de CET Bacău (nu sunt incluse sistemele „insulă"). Curba este generată pe baza unor înregistrări orare ale furnizării de energie termică către rețeaua de transport.

Figura 3.4.4-1: Curbă de durată a sarcinii termice. Bacău, sistem principal, 2007

Interdevelopment 11 H*4'iU t «Utw >

Sursă: SC CET Bacău

Drept bază pentru proiecția inclusă în Mașter Plan, curba de durată a sarcinii termice disponibile pentru anul 2007 a fost transformată într-o curbă standard ce reprezintă un an metrologic standard prin scala rea părții cu sarcina termică care depinde de temperatura exterioară (de condițiile metereologice) pentru a se potrivi cu temperaturile dlntr-un an metereologic standard (an de referință).

Proiecția generală a necesarului termic viitor este calculată pe baza Ipotezelor de mai sus privind dezvoltarea intensității termice, a suprafeței încălzite și a pierderilor din rețea.

Tabelul 3.4.4-2 arată producția corespunzătoare de energie termică (pe centrală) și proiecțiile necesarului (vânzările de energie termică) bazate pe dezvoltarea intensității termice, a suprafeței încălzite, a pierderilor din rețea și necesarul termic rezultat (Inclusiv apa caldă menjeră) și pierderile din rețea. Proiecția Include și sistemele „insulă".

Tabel 3.4.4-2 Proiecția privind intensitatea termică pentru consumatorii de termoficare în Bacău 2008-2028 [G3/100 m2]

An	Intensitate termică [GJ/100 m2]	Suprafață - încălzită [MII. m2]	Necesar termic [TJ1	Pierderi din rețea ITJ]	Producție de energie termică [TJ]
2008	47,9	1,93	923	469	1.392
2009	46,5	1,93	897	417	1.314
2010	45,0	1,93	869	365	1.234
2011	43,6	1,93	841	313	1.154
2012	42,1	1,93	813	261	1.074
2013	40,7	1,93	786	209	995
2014	39,3	1,93	758	209	967
2015	37,8	1,93	730	209	939
2016	36,4	1,93	703	209	912
2017	34,9	1,93	674	209	883
2018	33,5	1,93	647	209	856
2019	33,5	1,93	647	209	856
2020	33,5	1,93	647	209	856

An	Intensitate termică [GJ/100 m2]	Suprafață încălzită [MII. m2]	Necesar termic [TJ]	Pierderi din rețea [TJ]	Producție de energie termică [TJ1
2021	33,5	1,93	647	209	856
2022	33,5	1,93	647	209	856
2023	33,5	1,93	647	209	856
2024	33,5	1,93	647	209	856
2025	33,5	1,93	647	209	856
2026	33,5	1,93	647	209	856
2027	33,5	1,93	647	209	856
2028	33,5	1,93	647	209	856
Total			15.111	5169	20.280

Pe baza scenariului realizat privind necesarul termic au fost efectuate proiecții ale necesarului termic, prin ajustarea necesarului termic actual, estimând un raport constant între necesarul termic anual șl necesarul de capacitate de căldură aferent.

Tabelul 3.4.4-2 prezintă proiecția privind capacitatea termică necesară pentru sistemul principal (maximă pe timp de iarnă, medie și minimă pe timp de vară).

Tabel 3.4.4-2 Proiecția privind capacitatea termică necesară pentru sistemul principal (fără sistemele „insulă")

Proiecție pe baza anului climatic de referință	Producție energie termică rn]	Necesar termic [MW]	Necesar capacitate termică maximă pe timp de Iarnă [MWt]	Necesar capacitate termică medie pe timp de vară [MWt]	Necesar capacitate termică minimă pe timp de vară [MWt]
2008	1.241	811	125	14	10
2028	761	569	90	8	5

Necesarul maxim de capacitate termică pe timp de iarnă este utilizat pentru proiectarea facilităților de producție de energie termică.

Necesarul termic minim și mediu pe timp de vară este utilizat pentru proiectarea de capacități de sarcină de bază cum ar fi de exemplu unitățile de cogenerare cu ciclu combinat sau de turbină pe gaz.

Concluzie

Proiecțiile soclo-economice (Capitolul 3.3) prevăd o sltuașie stabilă în Bacău cu o bună dezvoltare economică și o mică descreștere a numărului populației. Venitul mediu pe gospodărie în Bacău este cu mult sub media națională, ceea ce se reflectă printr-un consum mai mic de energie termică pe gospodărie.

Datorită creșterii economice previzionale în județul Bacău, care se estimează că va fi mal mare decât creșterea prețului energiei termice de-a lungul perioadei de planificare de 20 de ani și datorită angajamentului exprimat al autorităților locale să sprijine menținerea și dezvoltarea pieței de termoficare, zona de clădiri din Bacău încălzită prin termoficare este mai mult ca sigur că se va stabiliza la nivelul actual în timpul perioadei de planificare. în ultimii ani, municipalitatea Bacău a realizat investiții specifice, în principal legate de sursele de energie termică șl substațll. Este pus la un plan clar pentru reabilitarea ulterioară a sistemului de termoficare. Mal mult, municipalitatea Bacău a început alocarea de fonduri pentru extinderea furnizării de termoficare la noi consumatori. Pentru aceasta, municipalitatea Bacău a emis hotărârea locală nr. 241/2008 privind stabilizarea, consolidarea șl dezvoltarea pieței de termoficare în Bacău. La începutul anului 2009 va fi elaborat un studiu de fezabilitate privind conectarea tuturor instituțiilor publice la sistemul de termoficare,

în același timp, intensitatea termică va decrește în concordanță cu Strategia Națională Energetică din România și necesarul termic rezultat va descrește gradual aproximativ 30% comparativ cu nivelul actual în cadrul perioadei de planificare. Se estimează că necesarul termic va rămâne sub media națională de-a lungul perioadei de planificare.

Necesarul maxim de capacitate termică (sistemul principal) va descrește de la prezentul nivel de aproximativ 125 MWt la 90 MWt.

• 4 Obiective naționale și ținte municipale

• 4.1.    Rezumat

Sectorul energetic național trebuie sâ facă față unor provocări atât globale cât și naționale: securitatea alimentării cu energie, creșterea compeției economice și reducerea impactului asupra mediului înconjurător. România trebuie sa facă față acestor provocări, de aceea au fost elaborate strategii, planuri și programe, desemnând ținte specifice ce trebuie atinse pentru conformarea cu toate cerințele în sectorul energetic șl cel de mediu. Capitolele 4.2-4.5 de mal jos prezintă o scurtă descriere a acestor strategii, planuri și programe la nivel național șl regional șl identifică sarcini specifice municipale ce trebuie atinse în Bacău privind reabilitarea sistemului de termoficare.

• 4.2.    Obiectivele de mediu privind sistemului național de termoficare

Obiectivele naționale de mediu legate de sectorul de termoficare sunt prezentate în următoarele documente:

• 1)    Tratatul de Aderare

Tratatul de aderare, semnat la data de 25 aprilie 2005, include angajamentul ferm al României de a Implementa întregul acquls comunitar și prevede perioade de tranziție pentru unele angajamente de mediu. în urma negocierilor de aderare, s-au obținut următoarele perioade de tranziție pentru sectoarele de mediu:

• -    pentru sectorul apelor șl a apelor menajere - până la 2018;

• -    pentru sectorul managementul deșeurilor - până la 2017;

• -    pentru sectorul poluarea aerului (Implementarea Directivei 2001/80/EC)- până la 2017.

Perioadele specifice de tranziție pentru emisiile de SO₂, NOx și praf aprobate pentru sistemele de termoficare/IMA-uri care nu se conformează Directivei privind IMA sunt incluse în Anexa 2.6.2-2, în vreme ce perioadele de tranziție pentru depozitele de zgură și cenușă ale sistemului de termoficare, care nu sunt conforme cu Dlrectlvea privind depozitarea deșeurilor, sunt incluse în Anexa 2,6,2-4.

• 2)    Programul Operațional Sectorial de Mediu (POS Mediu)

POS Mediu contribuie la implementarea celei de-a treia priorități a Planului Național de Dezvoltare 2007-2013: „Protejarea șl îmbunătățirea mediului înconjurător" și la îndeplinirea priorității tematice „Dezvoltarea infrastructurii de bază la standarde europene" stabilite în Cadrul Strategic Național de Referință. SOP-ENV este bazat în totalitate pe scopurile șl prioritățile politicii de mediu și Infrastructură ale UE șl reflectă atât obligațiile internaționale ale României cât și interesele specifice naționale.

Obiectivul global al POS Mediu este de a îmbunătății standardele de viață și de mediu, concentrându-se în mod particular asupra îndeplinirii acquls-ului comunitar. SOP-ENV se concentrează asupra acelor sectoare de mediu care au cel mai mare impact negativ, unde România este rămasă în urmă în mod semnificativ, și unde investițiile probabile pe termen mediu, cu toate că sunt costisitoare, au un potențial ridicat de a contribui la o economie de durată, adresăndu-se în mod particular situației din următoarele sectoare: apă/apă uzată, deșeuri, poluarea solului, poluarea aerului, blodiversltate șl protecția naturii, inundații, eroziunea falezei.

Unul din obiectivele specifice ale POS Mediu este reducerea impactului negativ asupra mediului înconjurător și diminuarea schimbărilor climatice cauzate de sistemul de termoficare în cele mai poluate localități până în 2015. Pentru a atinge aceste obiective, s-a Identificat următoarea Axă Prioritară: Axa Prioritară 3 „Reducerea poluării și diminuarea schimbărilor climatice prin restructurarea și reînnoirea sistemului urban de termoficare ducând la o eficiență energetică în punctele cheie de mediu 1a nivel local".

Obiectivele specifice ale Axei Prioritare 3 a POS Mediu sunt:

• •    diminuarea schimburilor climatice și reducerea emisiilor poluante provenite din Instalațiile de încălzire urbane în punctele cheie de mediu la nivel local,

• •    îmbunătățirea nivelului de concentrație a poluanților din soî în localitățile vizate,

• •    îmbunătățirea stării de sănătate a populației în localitățile vizate.

Următorul tabel prezintă indicatorii de realizare a Axei Prioritare 3 a POS Mediu:

	Unitate	Referință	An de referință	Țintă (2015)
Outputurl
Sistem de termoficare reabilitat	No.	0	2006	8
Studii opționale elaborate	No.	0	2006	15
Rezultate
Locații în care calitatea aerului este îmbunătățită datorită reabilitării sistemului de termoficare	Nr.	0	2006	8
Reducerea emisiilor de SO2 provenite din sistemul de termoficare datorită intervențiilor POS	Tone	80,000	2003	15,000
Reducerea emisiilor de NOx provenite din sistemul de termoficare datorită Intervențiilor POS	Tone	7,000	2003	4,000

Tabel 4.1. Indicatori Axa Prioritară 3 a POS Mediu

Potrivit evaluării Investițiilor necesare pentru conformarea cu acquls-ul de mediu până în 2018 (ceea ce coincinde cu ultimele perioade de tranziție acordate Românlei)sunt necesare aproximativ 29 miliarde de EUR, din care, pentru calitatea aerului aproximativ 5 miliarde de EUR. Bugetul total al POS Mediu pentru perioada 2007-2013 este de 5,6 miliarde EUR (4,5 miliarde EUR sprijin din partea Comunității și 1,1 miliarde EUR contribuție națională), cu mult sub necesarul estimat pentru această perioadă.

• 3)    Planul Național de Alocare (PNA)

Directiva 2003/87/EC stabilește un plan de alocare a cotelor de emisii poluante în cadrul Comunității, denumit Schema Uniunii Europene privind Comercializarea Certificatelor de Emisii de Gaze cu Efect de Seră (EU-ETS). România a stabilit un Plan Național de Alocare (PNA) pentru participarea la EU-ETS în perioada 2007 și între 2008-2012. Cadrul legal pentru implementarea EU-ETS în România este reglementat de HG 780/2006 privind stabilirea Planului Național de Alocare a cotelor de emisii poluante, care transpune Directiva 2003/87/EC.

PNA-ul stabilește cantitatea totală a cotelor de emisii poluante pentru România ce urmează a fi emise în România în 2007 și între 2008-2012, precum și modul în care vor fi distribuite respectivele cote sectoarelor șl instalațiilor supuse planului. Prin ratificarea Protocolului de la Kyoto, România s-a angajat să reducă emisiile de gaze poluante cu o valoare de până la 8% comparativ cu anul de referință 1989.

Lista instalațiilor și a cotelor de emisii poluante propuse pentru perioada 2008-2012 este inclusă în Anexa 4.2-1.

Concluzie

Luând în considerare starea actuala a sistemului de termoficare prezentată în Capitolul 2, Municipalitatea orașului Bacău trebuie să facă un efort financiar considerabil pentru a implementa îmbunătățirile sistemului de termoficare necesare pentru a se respecta limitele de conformare și perioada stabilite de Tratatul de Aderare precum și de altă legislație relevantă în vigoare,

Capitolele 4.3 și 4.4 de mal jos descriu alte obiective relevante privind domeniul de termoficare Incluse în strategii naționale și regionale, precum și ținte de atins privind sistemul de termoficare la nivelul Municipiului Bacău cu scopul de a garanta concordanța cu obiectivele atinse în documentele strategice menționate mai sus.

• 4.3.    Note de trimitere către planuri șl strategii naționale șl regionale precum șl către alte strategii șl planuri relevante

MM GROUP

Strategia Energetică pentru România în perioada 2007-2020_f aprobată prin HG 1069/2007, are ca obiectiv global siguranța furnizării de energie pe termen mediu șl lung, la cele mai mici prețuri posibile, respectând calitatea și condițiile de siguranță și principiile unei dezvoltări durabile.

Două dintre obiectivele strategice, relevante pentru acest proiect prezentate mal jos, sunt luate în considerare când se propun și proiectează programele de investiții prioritare pe termen lung.

• 1)    Siguranța furnizării energiei

• •    asigurarea necesarului de resurse energetice,

• •    limitarea dependenței de resurse Importate,

• *    diversificarea resurselor energetice importate.

• 2)    Dezvoltare durabilă

• •    creșterea eficienței energetice,

• •    promovarea energiei bazate pe resurse regenerabile de energie,

• •    promovarea producției de energie termică șl electrică în cogenerare, în -special în cadrul instalațiilor de eficiență mare,

• •    reducerea impactului negativ al sectorului energetic asupra mediului înconjurător,

• •    folosirea rațională șl eficientă a resurselor primare.

Noua politică energetică propusă de UE stabilește următoarele norme:

• •  o reducere cu 20% a emisiilor de gaze poluante până în 2020, comparativ cu 1990;

• •   o creștere a procentului de energie din resurse regenerabile din totalul consumului de energie de

la 7% în 2006, la 20% până în 2020;

• •    o creștere a proporției de energie din biomasă din totalul consumului de energie de cel puțin 10% până în 2020;

• •    o reducere de 20% a consumului total de energie primară până în 2020.

Strategia națională privind furnizarea de energie termică pentru localități folosind sisteme centralizate de producere șl distribuție, aprobată prin HG 882/2004, definește obiective. Identifică soluții și stabilește politici adecvate pentru îndeplinirea scopului fundamental - crearea condițiilor propice pentru cetățeni de a avea acces la alimentarea cu energie termică șl apă caldă la standarde de calitate ridicată șl pe o bază nediscriminatorie.

Obiectivele principale ale Strategiei naționale privind furnizarea de energie termică sunt:

• •    Modificarea și completarea cadrului legal referitor la serviciile publice de furnizare a energie termice,

• •    Reorganizarea operatorilor șl îmbunătățirea performanțelor operaționale șl financiare,

• •    Elaborarea strategiilor privind sistemele locale de termoficare,

• •    Creșterea implicării autorităților publice locale în modernizarea sistemelor de termoficare,

• •    Stabilirea șl dezvoltarea pieței de distribuție de termoficare,

• •    Reducerea consumului de energie termică prin reducerea pierderilor de căldură la clădiri,

• •    Promovarea folosirii resurselor regenerabile de energie.

Strategia națională privind utilizarea resurselor regenerabile de energie, aprobată prin HG 1535/2003, susține integrarea în sistemul energetic național a resurselor regenerabile cu scopul de a crește independența față de combustibilii de Import și de a satisface angajamentele cu privire la emisiile de gaze poluante la nivel național. în mod special, este subliniată folosirea biomasei în noile Instalații de biomasă sau de cogenerare, luând în considerare că prin folosirea biomasei se poate acoperi circa 70% din angajamentul României de a folosi resurse regenerabile.

Programul național de termoficare 2006-2009, calitate șl eficiență, actualizat cu Programul național de termoficare 2006-2015, căldură șl confort, are ca obiectiv general creșterea eficienței energetice a sistemului municipal de termoficare șl a calității serviciilor de încălzire propuse, cu scopul de

a reduce consumul de combustibil cu cel puțin 1 milion de Gcal/an (circa 100.000 tone/an), comparativ cu consumul național în 2004.

Obiectivele principale pentru modernizarea sistemului de termoficare urmate de implementarea programului național sunt:

• •    reducerea semnificativă a prețului energiei termice șl a apei calde menajere pentru consumatori precum șl servicii de calitate înaltă,

• •    capacitatea de producție proiectată în concordanță cu necesarul termic actual șl viitor,

• •    Instalații cu eficiența totală a producției de minim 80%, cu excepția Instalațiilor care folosesc blomasă în cogenerare, unde este necesară o eficiență minimă de 70%,

• •    reducerea pierderilor din rețelele de transport și distribuție la maxim 15%,

• •    reducerea poluării aerului.

Flecare autoritate publică locală trebuie să elaboreze strategii locale de termoficare luând în considerare:

• •    folosirea tuturor tipurilor de combustibil, Inclusiv a biomasei și incinerarea/coincinerarea deșeurilor menajere,

• •    reducerea poluării aerului, reducerea etapizată a depozitării zgurei și cenușii umede,

• •    folosirea BAT la producerea energiei termice.

Strategia națională privind eficiența energetică, aprobată prin HG 163/2004 și primul Plan național de acțiune pentru eficiență energetică 2007-2010 reprezintă cadrul legal pentru dispoziții de promovare a eficienței energetice în concordanță cu cerințele UE. Ținta pentru îmbunătățirea eficienței energetice la utilizatori este reducerea consumului de energie de minim 9% până în 2016, potrivit Directivei 2006/32/CE, comparativ cu consumul de energie mediu în perioada 2001-2005.

Planul național de acțiune pentru eficiență energetică stabilește ținte intermediare de atins, minim 940.000 tone (reprezentând 4,5% din consumul mediu în perioada 2001-2005) și o țintă finală de 1,876 milioane tone (reprezentând 9% din consumul mediu în perioada 2001-2005) până la sfârșitul anului 2016.

Pentru sectorul de termoficare, măsurile specifice pentru îmbunătățirea eficienței energetice indicate în Planul național pentru eficiență energetică sunt:

• •    reabilitarea energetică a clădirilor supraetajate,

• •    folosirea resurselor regenerabile de energie la producerea energiei termice șl energiei electrice,

• •    cogenerare de înaltă eficiență.

Strategia națională privind protecția atmosferei a fost aprobat prin HG 731/2004 șl Planul național pentru protecția atmosferei a fost aprobat prin HG 738/2004.

Obiectivele Strategiei naționale privind protecția atmosferei sunt:

• •    îmbunătățirea calității aerului în zonele care nu se supun limitelor fixate de normele legale pentru indicatorii calității aerului,

• •    Adoptă măsurile necesare pentru a minimiza și în final pentru a elimina efectele negative asupra mediului înconjurător Inclusiv efectele transfrontaliere,

• •    îndeplinește obligațiile asumate în acordurile șl tratatele internaționale la care participă România.

Planul național de dezvoltare 2007-2013 reprezintă documentul de planificare strategică și programare multianuală care planifică și stimulează dezvoltarea economică șl socială a României în conformitate cu politicile de coeziune ale UE. Obiectivul global al PND este reducerea discrepanțelor soclo-econornice dintre România și alte state membre ale UE.

PND include următoarele 6 obiective specifice:

• •    ca prioritate principală, creșterea competivltății pentru o eficiență energetică îmbunătățită șl folosirea resurselor regenerabile de energie cu scopul de a reduce impactul schimbărilor climatice,

• •    o dezvoltare durabilă a infrastructurii de transport,

• •   protecția mediului înconjurător,

• *   cuprindere socială și creșterea capacităților administrative,

• •    dezvoltarea economiei rurale,

• •    dezvoltare regională.

Investment projects Implemented under SOP-ENV Priority Axis 3 will, besides reductlon of air pollutlon, lead to other environmental improvements In the waste and water sectors, thus having a posltlve impact on achievlng the objectives set in other SOP-ENV Priority Axes, as follows:

• •    Axa Prioritară 1 POS Mediu „Extinderea șl modernizarea infrastructurii de apă șl apă menajeră": reabilitarea/închiderea depozitelor de zgură șl cenușă vor duce la îmbunătățirea calității apel subterane prin reducerea infiltrărilor de ape poluate rezultate din procesul de eliminare prin depozitare utilizând metoda umedă;

• •    Axa Prioritară 2 POS Mediu „Dezvoltarea sistemului integrat de gestionare a deșeurilor și reabilitarea locațiilor poluate": închiderea depozitelor de cenușă șl zgură va contribui la realizarea obiectivelor globale ale Axei Prioritare 2 - reducerea numărului de depozite neconforme.

Mai mult, investițiile prevăzute vor contribui la realizarea altor obiective fixate în alte programe operaționale, după cum urmează:                                                  i

• •    POS-Competiție Economică Ridicată, Axa Prioritară 4 „Creșterea eficienței energetice și securitatea furnizării în contextul diminuării schimbărilor climatice". Investițiile în măsuri de eficlentizare energetică vor duce la reducerea consumului de combustibil și la reducerea de emisii poluante, contribuind la reducerea Impactului asupra schimbărilor climatice. Identificarea posibilităților de folosire a resurselor regenerabile este una din obiectivele specifice ale Axei Prioritare 4.

• •    ROP, Axa Prioritară „Susținerea dezvoltării durabile a orașelor" cu obiectivul global de a crește calitatea vieții prin reabilitarea infrastructurii urbane șl prin îmbunătățirea serviciilor urbane. Investiții în reabilitarea termică a clădirilor supraetajate contribuie la realizarea obiectivelor Axei Prioritare 1.

Planul Regional de Dezvoltare (PRD) 2007-2013 pentru Regiunea de Dezvoltare Nord-Est reprezintă instrumentul prin care Regiunea de Dezvoltare Nord-Est își promovează prioritățile șl Interesele soclo-economlce șl contribuie la PRD.

Obiectivul general al PRD pentru Regiunea de Dezvoltare Nord-Est este reducerea discrepanțelor dintre regiunile de dezvoltare din România șl Regiunea de Dezvoltare Nord-Est prin creșeterea competivltățll la nivel regional.

Una din prioritățile PRD pentru Regiunea de Dezvoltare Nord-Est este Prioritatea 1 „Dezvoltarea șî modernizarea infrastructurii și protecția mediului", cu următoarele măsuri relevante pentru proiectul nostru:

- Măsura 1.4 „Reabilitarea și modernizarea infrastructurii de mediu" prin:

• •    gestionarea deșeurilor menajere și industriale,

• *    implementarea programelor pentru combaterea poluării aerului.

- Măsura 1.5 „dDezvoltarea infrastructurii energetice" prin:

• •    reabilitarea sistemelor de termoficare,

• •    utilizarea resurselor regenerabile de energie (blomasă etc) în sursele de producere de energie.

Planul regional de gestionare a deșeurilor 2006-2013 pentru Regiunea de Dezvoltare Nord-Est, aprobat în Monitorul Oficial 1364/1499 din 2006, stabilește următoarele obiective:

• •    Protejarea mediului înconjurător și a sănătății populației prin închiderea și monitorizarea ulterioară a depozitelor de deșeuri neconforme,

• •    Reducerea cantității de deșeuri eliminate prin depozitare,

• •    Creșterea potențialului energetic prin Incinerarea sau coinclnerarea deșeurilor.

  
  

  FICHTNER

  
  

  RAMB

  
  
  
  

• 4.4.    Planuri municipale în sectorul de termoncare

Țintele municipale pentru sectorul de termoficare sunt scăzute direct din țintele naționale pentru sectorul energetic șl de mediu, după cum urmează:

Ținte locale pentru sectorul de mediu

Prin derogare de la Articolul 4(3) și Partea A a Anexelor III, IV, VI și VII a Directivei 2001/80/EC valorile limită ale emisiilor poluante pentru dloxld de sulf, oxid de azot și praf (Directiva IMA) nu se vor aplica pentru CET Bacău până la datele specificate pentru fiecare IMA (așa-numita perioadă de tranziție):

IMA	Poluant	Termen limită pentru conformare
IMA 1, 1 cazan cu abur x 345 MWth	SO2	31 decembrie 2012
IMA 1, 1 cazan cu abur x 345 MWth	praf	31 decembrie 2009

Tabel 4.2: Perioade de tranziție CET Bacău

Autorizația Integrată de mediu pentru CET Bacău stabilește următoarele valori limită pentru emisii (ELV) șl limitele de emisie pentru flecare din cele trei IMA-uri:

Instalație	Poluant	Urnite de emisie admise (t/an)	VLE (mg/Nm3)	Termen limită pentru conformare
IMA 1	so2	1.281	1.028	31 decembrie 2012
	NOx	1.057	600	Fără tranziție
	Praf	156	100	31 decembrie 2009
IMA 2	SO2	127	35	Fără tranziție
	NOx	42	300	Fără tranziție
	Praf	1	5	Fără tranziție
IMA 3	SO2	0	35	Fără tranziție
	NOx	20	300	Fără tranziție
	Praf	1	5	Fără tranziție

Tabel 4.3: Valori limită de emisii pentru CET Bacău

Conform Planului Național de Alocare, cotele de emisii de C02 pentru CET Bacău pentru perioada 2008-2012 sunt după cum urmează:

Instalație	Cote de emisie 2008-2012
CET CHIMIEI Bacău	1.389.809
CET LETEA Bacău	37.093

Tabel 4.4. Cote de emisie CO2 pentru CET Bacău

Directiva EU 1999/31/EC privind depozitarea deșeurilor este transpusă în România prin HG nr. 349/2005 ce Include un calendar de încetare a activității pentru Instalațiile industriale existente de eliminare a deșeurilor lichide nepericuloase.

în județul Bacău depozitul amplasat în Furnicari aparținând CET Bacău are termen limită pentru încetarea activității 31.12.2012.

Ținte locale privind politica sectorului energetic

Țintele ce trebuie atinse în sectorul energetic la nivel național și regional sunt:

• -    reducerea consumului de energie primară (țintă UE - reducerea cu 20% până în 2020),

  
  

  FICHTNER

  
  

• -    reducerea consumului de energie finală (țintă UE - reducere minimă de 9% până la sfârșitul lui 2016 comparativ cu consumul mediu pentru perioada 2001-2005),

• -    creșterea eficienței cu minim 80% a unităților de producție (minim 70% pentru folosirea biomasel în regim de cogenerare),

• -    reducerea pierderilor la maxim 15% în rețelele primare șl secundare de termoficare,

• -    creșterea procentului de consum total de energie acoperită din resurse regenerabile cu 20% până în 2020 (țintă UE).

Jlnte privind serviciul de furnizare de energie termică șl apă caldă menajeră (ținte specifice pentru municipiul Bacău)

•    Suprafață încălzită constată de-a lungul a 20 ani comparativ cu 2007

• •    Acoperire 100% a necesarul termic viitor

• •    Continuitate de 100% a alimentării

• •    Reducere de 30% a consumului specific de energie termică în următorii 10 ani

• •    Toate instituțiile publice din Bacău conectate la sistemul de termoficare în următorii ani

• 4.5.    Concluzie

Sistemele de termoficare au un impact socio-economic mal mare, după cum se arată în diferitele strategii, planuri și programe naționale datorită combinării Impactului în sectoarele energetic, de mediu și cel al serviciilor publice. Sistemele de termoficare sunt servicii publice care trebuie, pe de o parte, să asigure generarea șl furnizarea de energie termică continuă consumatorilor, la un nivel de preț rezonabil, și pe de altă parte, să asigure o generare eficientă șl furnizare a energiei și un impact redus asupra mediului înconjurător și asupra sănătății populației. Pentru a îndeplini aceste cerințe, au fost identificate în capitolul 4.4 ținte specifice pentru reabilitarea sistemului de termoficare din Bacău.

Obiectivele, rezultatele șl Indicatorii specifici pe baza cărora au fost identificate țintele în capitolul 4.4 sunt prezentate în tabelul de mal jos.

Obiectiv global	Obiectiv specific	Rezultat	Indicator
Reducerea discrepanțelor de ordin socio-economic dintre România șl celelalte țări ale UE	Protecția mediului înconjurător șl îmbunătățirea sănătății populației	Reducerea poluării aerului și a impactului asupra schimbărilor climatice	Reducerea emisiilor de SO2
			Reducerea emisiilor de NOx
			Reducerea emisiilor de praf
			Reducerea emisiilor de C02
		Gestionarea deșeurilor	închiderea depozitelor neconforme de zgură și cenușă
			Deșeuri incinerate
	Competivltate crescută	Eficiență energetică crescu tă/utiliza rea combustibililor autohtoni	Reducerea consumului de energie primară
			Reducerea consumului de energie finală
			Folosirea resurselor regenerabile de energie
			Reabilitarea sistemelor de termoficare primare și secundare
			Eficiență crescută a unităților de producție
			Blomasă și deșeuri folosite în sistem de cogenerare
	Dezvoltare regională / durabilă	îmbunătățirea serviciilor de distribuire a energiei	Clădiri supraetajate reabilitate termic
			Reabilitarea infrastructurii de

termice și a apei calde către populație

termoficare Acoperire crescută a serviciilor oferite

în capitolul 5 sunt prezentate opțiunile propuse pentru a atinge țintele definite într-un mod economic cât mai eficient.

• 5. Analiza opțiunilor

• 5.1.    Rezumat

Pentru a sprijini autoritățile de mediu și beneficiarii finali în elaborarea Aplicațiilor ce urmează a fi finanțate în cadrul POS Mediu, Axa Pioritară 3 - îmbunătățirea sistemelor municipale de termoficare în zonele prioritare selectate, trebuie determinată soluția cu costurile cele mal reduse pentru producția de energie termică. Soluția trebuie în aceiași timp să îndeplinească cerințele pentru Aplicațiile pentru Fondul de Coeziune legate de:

• •    eficiența energetică și BAT;

• •    cerințele de mediu.

Capitolul 5 include o analiză a unui set de posibile scenarii și opțiuni pentru reabilitarea întregului sistem de termoficare. Pentru fiecare intervenție sunt estimate costurile investiționale, precum șl perioada de Implementare având în vedere termenele limită pentru perioadele de tranziție. în final, opțiunile sunt evaluate pe baza unui set de criterii șl opțiunile ce urmează să fie Implementate sunt recomandate pentru analiză mai detaliată la nivel de SF șl ACB.

• 5.2.    Metodologie și ipoteze

Analizele opțiunilor cuprind întregul sistem de termoficare și compară diferite alternative pentru dezvoltarea acestuia din punct de vedere tehnic, Inclusiv (dar nu doar) IMA-urile sau alte instalații producătoare de energie termică, sisteme de transport șl distribuție și transport/ellminare zgură și cenușă. Obiectivul analizelor este de a minimiza costurile generării de energie termică cu respectarea cerințelor de mediu și asigurarea unei calități șl siguranțe ridicate a sistemului de termoficare. Pachetul va face parte din strategia municipală pentru dezvoltarea viitoare a alimentării cu energie termică în Bacău.

Toate scenariile șl opțiunile sunt evaluate din punctul de vedere al costurilor Investlțlonale șl operare și întreținere (perioadă de 20 de ani - 2009-2028) și al impactului asupra mediului (inclusiv CO₂, SO_2z NO_X, praf, depozitele de zgură șl cenușă și alte pericole pentru sănătate).

De asemenea, acestea sunt evaluate și din punctul de vedere al riscurilor de implementare (tehnice, organizație na le) și al conformării cu standardele UE și naționale (Inclusiv BAT).

Costurile unitare ale noilor tehnologii derivă din diverse surse în funcție de disponibilitatea informației specifice. Datele se bazează pe experiența din Europa de Est șl Vest. Costurile unitare folosite în evaluarea diferitelor opțiuni precum și sursele de informare sunt specificate în Annexa 5.3.2-4 Costuri unitare. Una din sursele de Informare utilizate în Catalogul Tehnologiilor 2002 dat de Autoritatea Daneză de Energie, vezi Anexa 5.3.2-3.

în Bacău, mai multe soluții tehnice ar duce la respectarea standardelor de mediu într-un mod care implică costuri reduse, Iar în același timp „cea mal bună soluție" va include un număr de soluții tehnice și modificări ale sistemelor de termoficare. în plus, vor fi Introduse unele soluții pe termen scurt, cum ar fi de exemplu instalațiile noi pentru producerea de energie termică și dispozitivele pentru reducerea emisiilor. Prin urmare, evaluarea va începe de la o listă de scenarii - combinând un set de soluții tehnice

- opțiuni - disponibile pentru fiecare componentă a sistemului de termoficare (rețele, substațil, IMA-uri etc.).

în capitolele următoare sunt tratate următoarele aspecte:

caracterizarea tehnologiilor - ce tehnologii nu sunt incluse în studiu - argumente pro șl contra, combinarea tehnologiilor - utilizarea tehnologiilor pe termen scurt, mediu șl lung - ce tehnologii sunt combinate șl în special ce tehnologii trebuie implementate pentru menținererea operării Instalației la „nivel obișnuit",

descrierea opțiunilor - o descriere mai detaliată a opțiunilor analizate în raport - inclusiv:

obiectivul general al fiecărei opțiuni;

punctele tari și slabe ale fiecărei opțiuni propuse - o evaluare preliminară;

BAT (cea mai bună tehnologie disponibilă) îndeplinind scopul opțiunii și a celor mai bune tehnologii existente potrivit documentelor BREF;

o scurtă descriere tehnică a fiecărei opțiuni;

o prezentare a estimărilor de costuri (investiționale șl de O&î) pentru îndeplinirea obiectivului;                     “

este prezentat un scenariu de referință pentru a compara și evalua alte opțiuni.

Defalcarea estimărilor de costuri pentru fiecare Intervenție din fiecare opțiune este detaliată în Anexa 5,3.2-5 Defalcarea Costurilor Intervențiilor.

Aspecte privind BAT

Atunci când se proiectează cazane noi sau se echipează unele existente trebuie utilizate sisteme de ardere care asigură o eficiență ridicată a cazanului și care includ măsuri primare pentru reducerea generării de emisii de NOX, cum ar fi de exemplu dozarea aerului șl a combustibilului, arzătoare avansate cu nivel redus de NOX sau/șl reardere în concordanță cu cerințele BAT. Pot fi utilizate sisteme avansate de control computerizat pentru atingerea unei eficiențe ridicate a cazanului cu o ardere îmbunătățită care sprijină reducerea emisiilor pentru a îndeplini cerințele BAT.

Pentru reducerea gazelor cu efect de seră, în special emisiile de CO₂ din centralele cu ardere pe cărbuni și lignit, cele mai bune opțiuni disponibile în prezent sunt tehnicile șl măsurile operaționale pentru creșterea eficienței termice.

îmbunătățirea eficienței termice depinde de fiecare instalație în parte, dar se poate indica o creștere de 3 puncte procentuale pentru a se putea asocia cu utilizarea BAT pentru Instalațiile existente pe bază de lignit.

Documentul BREF privind Instalațiile mari de ardere nu stabilește standarde privind eflciențele pentru cazanele numai pentru energie termică. Cu toate acestea este descris un număr de măsuri pentru îmbunătățirea eficienței.

Aspecte privln CO2

Pentru perioada 2008-2012, au fost stabilite cotele de emisii privind CO₂ în concordanță cu Planul Național de Alocare. S-ar putea să trebuiască stabilit un mecanism Intermediar de schimb între centrale pentru a avea posibilitatea de a utiliza toate cotele existente până în 2012.

IV

Comisia Europeană a înaintat o propunere privind modificarea Directivei 2003/87/EC pentru a extinde după 2012 cota de emisii privind emisia de gaze cu efect de seră de către Sistemul de Comercializare al Comunității.

După 2012, toate cotele de emisii pentru CO₂ privind producția de energie electrică vor trebui achiziționate prin licitație. Energia termică produsă în cazane eficiente pentru energie termică precum și energia termică produsă în cogenerare eficientă vor primi cote de emisii pentru CO₂ în timp ce energia termică produsă de cogenerare ineficientă sau cazane pentru energie termică nu vor primi cote de emisii pentru CO₂. Se estimează că limita maximă admisă va fl redusă printr-un factor liniar de 1,74% în fiecare an.

Doar centralele care respectă cerințele BAT privind eficiența termică sau cerințele naționale privind cogenerarea eficientă pot aștepta să primească cote de emisii pentru CO₂ după 2012.

• 5.3.    Evaluarea opțiunilor

  • 5.3.1.    Caracterizarea opțiunilor

Există un număr de soluții tehnice care sunt relevante pentru îndeplinirea țintelor stabilite de POS Mediu șl pentru creșterea eficienței producerii de termoflcare în Bacău.

Un scenariu definește o strategie specifică pentru reabilitarea sistemului de termoflcare. Un scenariu poate avea mal multe opțiuni de implementare.

O opțiune reprezintă una din soluțiile tehnice pentru reabilitarea tuturor componentelor sistemului de termoflcare propuse în scenariu. O opțiune este un set de Intervenții care va duce la atingerea țintelor definite stabilite pentru opțiune.

O Intervenție reprezintă o investiție specifică, atribuită unei instalații/echlpament/lucrare care urmează să fie achlziționată/reabllitaț/executată.

Pentru reabilitarea sistemului de termoflcare în Bacău, au fost elaborate și comparate două scenarii, după cum urmează:

Scenariu	Descriere
Scenariu 1 (Slj	Sistem centralizat de termoflcare, inclusiv surse pentru producția de energie termică, rețea de transport, substațll, rețea de distribuție, sisteme „Insulă"
Scenariu 2 (S2)	Sistem descentralizat de termoflcare, inclusiv: (co)generare de energie termică în Instalații de cazane pe gaz montate în fostele substațll; rețele de distribuție, sisteme „Insulă" (surse de producție de energie termică și rețea de transport închise).
Scenariu 3 (S3)	Sistem individual de încălzire (sistemul de termoflcare închis, fiecare consumator/clădire are propriul sistem individual de încălzire cu ardere pe gaz)

Table 5.3.1-1: Scenarii pentru reabilitarea sistemului de termoflcare in Bacău

Tabelul 5.3.1-2 prezintă posibile opțiuni și intervenții necesare pentru fiecare dintre cele două scenarii relevante pentru reabilitarea sistemului de termoflcare din Bacău. în capitolele următoare este dată o descriere mal detaliată a opțiunilor.

Table 5.3.1-2: Scenarios, Options and Interventions for the rehabilitation of the DH system In Bacau

Scenariu	Opțiune	Descrierea opțiunii (pe scurt)	Intervenții
Scenariu 1 (SI) Sistem centralizat de termoflcare	Ol: IMA1 închis, IMA2 rezervă, funcționează IMA3 și turbina pe gaz	IMA 1 este închis, IMA 2 rămâne drept rezervă. Unitățile active sunt IMA 3 și turbina pe gaz. Rețelele de transport șl distribuție sunt reabilitate. Depozitul de zgură și cenușă va fi închis.	-închiderea IMA 1 -închiderea depozitului de zgură și cenușă
	02: Cazanele existente în IMA1 sunt înlocuite cu un cazan nou, IMA2 rezervă, funcționează IMA3 și turbina pe gaz, nou ciclu combinat	Cazanele existente în IMA1 sunt înlocuite de un nou ciclu combinat, IMA 2 rămâne ca rezervă. Unitățile active sunt IMA 3, turbina pe gaz și IMA 1 reprezentat de un nou ciclu combinat de 22 MWe, 18,5 MWt. Rețelele de transport șl distribuție sunt reabilitate. Depozitul de zgură și cenușă va fi închis.	-închiderea depozitului de zgură și cenușă -instalarea unui nou ciclu combinat de 22 MWe, 18,5 MWt în locul cazanelor existente în IMA1
	03: Cazanele existente în IMA1 înlocuite de un cazan apă fierbinte pe lignit cu pat fluidizat, IMA2 rezervă, funcționează IMA3 și turbina pe gaz	Cazanele existente în IMA1 înlocuite de un cazan apă fierbinte cu APF, IMA2 rămâne rezervă. Unitățile active sunt IMA 3, turbina pe gaz și IMA 1 reprezentat de un nou cazan apă fierbinte pe lignit cu pat fluidizat, de 23 MWt. Rețelele de transport și distribuție sunt reabilitate. Depozitul de zgură și cenușă va fi închis.	-închiderea depozitului de zgură și cenușă -instalarea unui cazan apă fierbinte pe lignit cu pat fluidizat de 23 MWt în locul cazanelor existente în IMA1
Scenariu 2 (S2) Sistem descentralizat de termoflcare	04: Energie termică produsă de cazanele pe gaz instalate în fostele substații	închiderea CET Bacău 1 și CET Bacău 2, cazane cu ardere pe gaz instalate în fostele substații	-instalarea de cazane pe gaz în fostele substații -reabilitarea rețelei de distribuție -închiderea depozitului de zgură și cenușă
Scenariu 3 (S3) Sistem individual de încălzire	05: Energie termică produsă de instalațiile locale de cazane la nivel de clădire	închiderea IMA-urilor, cazane cu ardere pe gaz instalate în fiecare clădire	-instalarea de cazane pe gaz în clădiri -închiderea depozitului de zgură și cenușă

• 5.3.2.    Descrierea scenariilor și a opțiunilor

Scenariile sunt prezentate în detaliu mai jos, inclusiv o prezentare a conceptului șl scopului opțiunilor, o estimare a punctelor tari și slabe ale Fiecărei soluții, o scurtă descriere ce include aspecte tehnice relevante și estimări cu privire la utilizarea BAT (cea mal bună tehnologie disponibilă). în final, descrierile includ o fișă tehnologică ce cuprinde aspectele cele mai relevante. în plus, sunt incluse și curbele de durată a sarcinii termice - diagrame de producție pentru flecare scenariu - pentru mai multe detalii vezi Anexa 5.3.2-1.

în ultimii ani, operarea sistemului de termoficare a variat mult în ceea ce privește alocarea producerii de energie termică pe diferite unități, cantitatea de energie termică și electrică produsă șl consumul de diferiți combustibili.

Sistem centralizat de termoficare (Scenariul 1)

Ipoteze obișnuite privind toate opțiunile din cadrul Scenariului 1 (Sistem centralizat de termoficare)

IMA1 este total nepotrivit pentru situația actuală privind necesitățile de energie termică în Bacău. în ultimii ani nu a mal existat un necesar de abur industrial și a descrescut și necesarul de termoficare. Energia lectrlcă poate fi produsă de turbinele existente în IMA 1, însă eficiența este mal scăzută decât a producătorilor de energie electrică din grila românească. Astfel, vânzările de energie electrică, în absența unei cogenerări semnificative a devenit neprofitabilă. Drept consecință, întoate opțiunile se consideră închiderea cazanelor existente în IMA1.

Echiparea rețelelor și a substațillor continuă, precum și reabilitarea sistemului de pompare pentru rețeaua de transport prin instalarea de regulatoare de frecvență.

Centralele termice locale asigură o alimentare continuă de 10 % de energie termică.

Se condieră că toate echipamentele noi îndeplinesc cerințele BAT.

Opțiuni pentru gestionarea cenușei

Indiferent de opțiunea aleasă, trebuie încetată stocarea cenușei. Chiar dacă în viitor va fi utilizat lignitul, cenușa trebuie colectată utilizând o metodă uscată și folosită în construcția de drumuri, de către fabricile de ciment sau transformată în agregate utile pentru producerea betonului.

Nu există BAT-uri privind gestionarea cenușei. Tehnologia pentru șlam dens, prezentă în unele proiecte din România nu este încă considerată drept BAT și nu există șanse prea mari nici în viitor.

Pompe transport termoficare

în stația de pompare trebuie luate măsuri pentru îmbunătățirea controlului debitului de termoficare. Acestea ar putea consta în instalarea de variatoare de viteză pentru pompe. în funcție de calculul precis a debitelor de apă pentru termoficare, s-ar putea să fie necesară înlocuirea unor pompe cu pompe de capacitate mai mică.

Centrale termice locale

JM/m Interdeveîop^nt

MM G H O u r  '^^1122222^^^

Centralele termice locale trebuie menținute în funcțiune pentru că acestea furnizează energie termică în zonele amplasate la distanțe mari de rețea. Aceste centrale trebuie echipate în totalitate. Investițiile necesare sunt următoarele:

-înlocuirea cazanelor existente cu cazane cu abur

-înlocuirea schimbătoarelor existente de căldură cu schimbătoare de căldură cu placă

-înlocuirea pompelor

-automatizare

Opțiunea Ol - IMA1 închis, IMA2 ca rezervă, funcționează IMA3 și turbina pe gaz

Scop și concept

Unitățile active sunt cazanul apă fierbinte de 116 MWt hot water boiler (IMA 3) și turbina pe gaz existentă. IMA 2 rămâne ca rezervă iar IMA 1 este închis.

Evaluare

La ora actuală, în CET Bacău se înlocuiește producția de energie termică pe bază de lignit din IMA1 cu producția de la IMA2, IMA3 și din 2007 cu producția de la turbina pe gaz.

Astfel, operarea actuală înseamnă începerea unei noi strategii care nu include utilizarea lignitului în IMA1 pentru că nu este adecvat în ceea ce privește necesarul termic în Bacău.

Scurtă descriere tehnică (Inclusiv referința BAT)

Sarcina de bază de 16 Gcal/h (18,5 MWt) este acoperită de turbina pe gaz existentă și micile cazane de 3 MWt atașate acesteia (zona superioară a bazei). Sarcina de vârf și de jumătate sunt acoperite de cazanul apă fierbinte de 166 MWt (IMA3) care va fl echipat prin instalarea de arzătoare cu nivel redus de NOx.

Investiții

Tabelul următor prezintă pe scurt investițiile necesare pentru Opțiunea Ol.

Numele Investiției	Descriere	Perioadă de Investiție	Preț	Comentarii
Reabilitarea rețelelor de transport, inclusiv a pompelor cu variatoare de viteză	-	2009-2012	18 mii. €
Reabilitarea rețelei de distribuție	-	2009-2012	38,5 mii. €
Reabilitarea centralelor termice	-	2009-2010	1,63 mii. €
închiderea depozitului de cenușă		2011-2012	4,5 mii. €
Total			62,63 mii. €

Opțiunea 02 - IMA2 rezervă, funcționează IMA3 și turbina pe gaz, nou ciclu combinat instalat în locul cazanelor existente în IMA1

Scop și concept

Unitățile active sunt cazanul apă fierbinte de 116 MWt (IMA 3), turbina de gaz existentă $1 un nou ciclu combinat de 22 MWe, 18,5 MWt în IMA1. IMA2 rămâne drept rezervă iar cazanele existente în IMA1 sunt închise.

Evaluare

La ora actuală, în CET Bacău se înlocuiește producția de energie termică din IMA1 cu producția de la IMA2, IMA3 și din 2007 cu producția de la turbina pe gaz.

Astfel, operarea actuală înseamnă începerea unei noi strategii care nu include utilizarea cazanelor existente în IMA1 pentru că nu este adecvat în ceea ce privește necesarul termic în Bacău. Potrivit necesarului termic pe timp de vară șl curbei termice anuale, una din opțiunile propuse a fi analizate include un ciclu combinat. Scopul este de a maximiza producerea de energie electrică corespunzătoare necesarului termic. Această opțiune va duce la creșterea vânzărilor de energie electrciă ceea ce se va reflecta într-un preț mai scăzut al energie termice pentru populație.

De asemena, soluția cu ciclu combinat are indexul de cogenerare cel mai ridicat (definit drept distribuirea de energie electrică și energie termică) între 0,95 și 1,2 comparativ cu soluția cu turbina pe gaz șl cazanul pentru valorificarea termică a deșeurilor care are un index de cogenerare între 0,55 șl 0,65. această soluție va duce, de asemenea, la un bonus financiar pentru energia electrică produsă în cogenerare de mare eficiență.

Din punct de vedere al mediului, soluția cu ciclu combinat duce la emisii de gaze cu efect de seră mal reduse comparativ cu soluția cu turbina pe gaz. Astfel, pe termen lung, soluția cu ciclu combinat este mai eficientă compartiv cu soluția cu turbină pe gaz. Opțiunea 02 propusă, constând într-un ciclu combinat (dimensionat pentru acoperirea sarcinii termice medii), turbină pe gaz existentă și cazan apă fierbinte (pentru a acoperi sarcina termică de vârf pe timp de iarnă) este în concordanță cu programul „încălzire 2006-2015, încălzire și comfort" aprobat prin HG 462/2006 șl amendat prin HG 381/2008.

Soluția cu ciclu combinat este de asemena justificată și din punctul de vedere al siguranței. Cu o sarcină reală de vârf de 110 Gcal/h și una viitoare de 80 Gcal/h și cu echipamentele existente de generare de energie termică, capacitatea totală constă în:

-turbină pe gaz de 18 Gcal/h,

-cazan cu abur (IMA2) de 50 Gcal/h,

-cazan apă fierbinte (IMA3) de 100 Gcal/h.

în cazul unei defecțiuni a IMA3, capacitățile rămase nu pot acoperi necesarul termic pe timp de iarnă.

Scurtă descriere tehnică (inclusiv referința BAT)

Sarcina de bază de 16 Gcal/h (18,5MWt) este acoperită de noul ciclu combinat. Cazanele mici apă fierbinte de 3 MWt acoperă zona superioară a bazei. Baza de jumătate este acoperită de turbina pe gaz. Sarcina de vârf este acoperită de cazanul apă fierbinte de 116 MWt (IMA3).

MMM group

Investiții

Tabelul următor prezintă pe scurt investițiile necesare pentru Opțiunea 02.

Numele investiției	Descriere	Perioadă de investiție	Preț	Comentarii
Nou ciclu combinat ăn IMA1		2009-2010	22,9 mii. €
Reabilitarea rețelelor de transport, inclusiv a pompelor cu variatoare de viteză		2009-2012	18 mii. €
Reabilitarea rețelei de distribuție	-	2009-2012	38,5 mll. €
Reabilitarea centralelor termice	-	2009-2010	1,63 mll. €
închiderea depozitului de cenușă		2011-2012	4,5 mii. €
Total			85,53 mll. €

Opțiunea 03 - IMA2 rezervă, funcționează IMA3 șl turbina pe gaz, cazan aop fierbinte pe lignit cu pat fluidizat în locul cazanelor existente în IMA1

Scop și concept

Unitățile active sunt cazanul apă fierbinte de 116 MWt (IMA3), turbina existentă și un nou cazan apă fierbinte pe lignit cu pat fluidizat de 23 MWt în locul cazanelor existente în IMA1. IMA2 rămâne drept rezervă iar cazanele existente în IMA1 sunt închise.

Evaluare

La ora actuală/ în CET Bacău se înlocuiește producția de energie termică din IMA1 cu producția de Ea IMA2, IMA3 și din 2007 cu producția de la turbina pe gaz.

Astfel, operarea actuală înseamnă începerea unei noi strategii care nu include utilizarea cazanelor existente în IMA1 pentru că nu este adecvat în ceea ce privește necesarul termic în Bacău.

Scurtă descriere tehnică (inclusiv referința BAT)

Sarcina de bază de 16 Gcal/h (18,5MWt) este acoperită de turbina pe gaz existentă șl cazanele mici de 3 MWt atașate acesteia (zona superioară a bazei). Baza este acoperită de noua AFP pe lignit de 23 MWt din IMA1.

Sarcina de vârf va fi acoperită de IMA3.

IMA2 va rămâne rezervă. Cazanele existente în IM Al vor fi închise.

Arderea în pat fluidizat oferă posibilitatea de a reduce emisiile de S02 și NOx.

Investiții

Tabelul următor prezintă pe scurt investițiile necesare pentru Opțiunea 03.

Numele investiției	Descriere	Perioadă de investiție	Preț	Comentarii
Nouă APF pe lignit în IMA1		2009-2010	15 mii. €
Reabilitarea rețelelor de transport, inclusiv a pompelor cu variatoare de viteză	-	2009-2012	18 mii. €
Reabilitarea rețelei de distribuție	-	2009-2012	38,5 mii. €
Reabilitarea centralelor termice	-	2009-2010	1,63 mii. €
închiderea depozitului de cenușă		2011-2012	4,5 mii. €
Total			77,63 mii. €

Scenariul 2 (Opțiunea 4}

Scop șl concept

Descentralizarea producției de energie termică la nivel de substație Implică o soluție în care Instalațiile producătoare de încălzire centralizată din CET 1 șl CET 2 vor fi închise și vor opera numai rețelele locale de termoficare (rețea de distribuție). Energia termică va fi produsă în puncte termice mai mici la nivel de substație.

Descentralizarea prin transferul surselor de energie termică la substațiile existente se poate realiza prin două modalități:

• a)    Producerea de energie termică numai prin cazanele pe gaz

• b)    Producerea de energie termică prin motoare cu gaz (cogenerare) și cazane pe gaz drept rezervă și sarcină de vârf.

Pentru a analiza fezabilitatea descentralizării producției de energie termică s-a realizat un calcul de pre-fezabllltate privind prețul energiei termice produse în cazurile a) saud b). Scopul calculului este în primul rând de a obține un indiciu care să arate dacă cogenerarea sau doar producția de energie termică ar fi soluția descentralizată cea mal fezabilă. în plus, calculele furnizează date privind prețul pentru sistemul descentralizat optimizat la nivel de substație care ar putea fi utilizate pentru comparația opțiunii parțial descentralizate (Scenariul 2) cu opțiunile analizate pentru sistemul centralizat de termoficare (Scenariul 1).

Calculele cât și ipotezele utilizate pentru calcule pot fi găsite în Anexa 5.3.2-2. Soluția descentralizată cu cazan cu gaz numai pentru încălzire (a) se dovedește a oferi un preț de energie termică mult mal mic

decât o soluție cu motor cu gaze la nivel de substație (b). Chiar dacă se include un bonus semnificativ de cogenerare (pentru producție de energie termică și energie electrică) soluția doar cu energie termică (a) este cea mal potrivită.

Prețul echilibrat al energiei termice în soluția cu motor cu gaze (b) inclusiv bonusul de cogenerare este de aproximativ 54 €/MWh de energie termică produsă, în timp ce prețul energiei termice din soluția cu cazan doar pentru căldură este de aproximativ 39 €/MWh. Fără bonusul de cogenerare, prețul echilibrat de energie termică în soluția (b) va crește la aproximativ 60 €/MWh. Pe baza acestei analize, soluția (b) a fost eliminată din cadrul opțiunilor realiste potrivit circumstanțelor actuale.

Prin urmare, evaluarea și estimarea viitoare se va realiza numai pentru soluția ța) care este „soluția substație descentralizată" preferată.

în plus față de renovarea tuturor substațlllor, Inclusiv a Instalațiilor de cazane cu gaz, soluția substație descentralizată include investiții pentru reabilitarea sistemului existent de termodifcare și intervenții suplimentare, inclusiv:

•    Reabilitarea și actualizarea rețelei de gaz acolo unde este necesar,

•    Reabilitarea rețelelor secundare,

•    Alte îmbunătățiri din punct de vedere al mediului - amortizarea zgomotului etc.

Evaluări

Printre cele mai importante argumente în favoarea descentralizării producției de energie termică la nivel de substație se numără;

o Cantitatea de emisii în aer va descrește în mod considerabil. Cazanele pe gaz în comparație cu cele pe lignit vor duce la emisii mai mici de CO₂ și SO₂. De asemenea, șl unitățile mai mici pe gaz vor duce la emisii mai mici, cu toate că standardele privind emisiile (cotele de emisii) pentru unități mal mici sunt cu mult mal micl/sau chiar nu există în comparație cu cele pentru instalațiile mari de ardere.

o Cazanele mai mici nu fac parte din Sistemul de Comercializare a Emisiilor (ETS), inclusiv planul național de alocare a gazelor cu efect de seră, șl contrar cazanelor mari, acestea nu vor intra sub Incidența plăților pentru emisiile de CO_Z.

o (Re)investițlile majore în Instalațiile centralizate de producție șl în rețelele de transport, precum și o mare parte din costurile actuale de operare și întreținere pentru sistemul centralizat de termoflcare pot fl evitate în viitor.

Printre cele mai importante argumente care nu sunt în favoarea producției descentralizate de energie termică la nivel de substație se numără:

o Se renunță la experiența existentă în ceea ce privește sistemul de termoflcare. închiderea IMA-urilor și prin urmare îndepărtarea structurii organIzațlonale din spatele sistemului va face mal dificilă (re)lntroducerea în viitor a altor sisteme centralizate din cauza llspei de expertiză privind sistemul centralizat de termoflcare și rezistență din partea populației în ceea ce privește aderarea la sistemele centralizate.

•    Descentralizarea producției de energie termică la nlvei de substație cu cazane mici pe gaz natural va crește dependența de combustibili minerali Importați, micșorând astfel siguranța alimentării și

  
  

  FICHTNER

  
  

  RAMB

  
  
  
  

crescând dependența de importurile de gaz din Rusia, singurul furnizor de gaz al României. Această soluție nu oferă o flexibilitate a combustibilului așa cum oferă Instalațiile centralizate de termoficare.

o Consumatorii vor fi expuși la creșteri ale prețului gazului fără posibilitatea de a trece la un combustibil mal Ieftin. Prețul gazului natural a crescut în ultimii ani șl s-ar putea să crească în continuare din cauza cererii din Europa șl Asia.

o Un sistem descentralizat de încălzire la nivel de substațle necesită Investiții considerabile la nivel de substație.

o Transferul producerii de energie termică la caza ne le (mici) va elimina coge ne rarea de energie termică șl de energie electrică în Bacău. Astfel, va crește producția de electricitate la centralele electrice (de condensare) mai mari, posibil micșorând eficiența energetică totală la nivel național.

Investiții

Tabelul de mai jos prezintă pe scurt investițiile necesare pentru Opțiunea 04,

Numele investiției	Perioada de investiție	Preț [MEUR]	Comentarii
Reabilitarea rețelei de distribuție (parțial)	2009-2012	38,5 mii. €
Reabilitarea și reconstrucția substațiilor/a centralelor termice	2009-2011	62,4 mIL €
închiderea depozitului de zgură șî cenușă	2011-2012	4,5 mii. €
Total		105,4 mii. €

Scenariul descentralizat (Scenariul 3)

Pentru a evalua eficiența generală a operării unul sistem mare de termoficare inclusiv a rețelelor primare și secundare, a substațliior, punctelor termice și a instalațiilor de producere de energie termică, sistemul centralizat este comparat cu alternativa de a gestiona unități individuale pe bază de gaz.

Soluțiile descentralizate trebuie evaluate pentru a Justifica îmbunătățirile viitoare șl semnificative și astfel, Investițiile în Infrastructura existentă de termoficare din Bacău.

Opțiunea 05

Scop și concept

Descentralizarea producerii de energie termică la nivel de clădire implică o soluție în care toate componentele sistemului de termoficare vor fi demontate, inclusiv Instalațiile de producere de încălzire centrală din CET Sud și CET Centru, rețelele de transmisie șl distribuție șl toate substațiile. Energia termică va fi produsă de cazane mici la nivel de clădire sau gospodării individuale.

Evaluare

1^0

Printre cele mai importante argumente în favoarea descentralizării producției de energie termică la nivel de clădire se numără:

o Cantitatea de emisii în aer va descrește în mod considerabil. Cazanele pe gaz în comparație cu cele pe lignit vor duce la emisii mai mici de C0₂ șl SO₂. De asemenea, și unitățile mai mici pe gaz vor duce la emisii mal mici, cu toate că standardele privind emisiile (cotele de emisii) pentru unități mai mici sunt cu mult mai mici/sau chiar nu există în comparație cu cele pentru instalațiile mari de ardere.

o Cazanele mai mici nu fac parte din Sistemul de Comercializare a Emisiilor (ETS), inclusiv planul național de alocare a gazelor cu efect de seră, și contrar cazanelor mari, acestea nu vor intra sub incidența plăților pentru emisiile de CO₂.

o (Re)investlțiile majore în instalațiile centralizate de producție și în rețelele de transport, precum și o mare parte din costurile actuale de operare și întreținere pentru sistemul centralizat de termoficare pot fi evitate în viitor.

Printre cele mai importante argumente care nu sunt în favoarea producției descentralizate de energie termică la nivel de clădire se numără:

o Se renunță la experiența existentă în ceea ce privește sistemul de termoficare. închiderea IMA-urllor și prin urmare îndepărtarea structurii organizație na le din spatele sistemului va face mai dificilă (reintroduce rea în viitor a altor sisteme centralizate din cauza llspei de expertiză privind sistemul centralizat de termoficare șl rezistență din partea populației în ceea ce privește aderarea la sistemele centralizate.

o Descentralizarea producției de energie termică la nivel de substațle cu cazane mici pe gaz natural va crește dependența de combustibili minerali importați, micșorând astfel siguranța alimentării șl crescând dependența de importurile de gaz din Rusia, singurul furnizor de gaz al României. Această soluție nu oferă o flexibilitate a combustibilului așa cum oferă centralele centralizate de termoficare.

o Consumatorii vor fi expuși la creșteri ale prețului gazului fără posibilitatea de a trece la un combustibil mai ieftin, Prețul gazului natural a crescut în ultimii ani și s-ar putea să crească în continuare din cauza cererii din Europa cât șl Asia.

o Un sistem descentralizat la nivel de clădire necesită Investiții considerabile la nivel de clădire.

o Transferul producerii de energie termică la cazanele (mici) va elimina cogenerarea de energie termică și energie electrică în Bacău Astfel, va crește producția de electricitate la centralele electrice (de condensare) mai mari, posibil micșorând eficiența energetică totală la nivel național.

Investiții

Tabelul următor prezintă pe scurt investițiile necesare pentru Opțiunea 05.

Numele Investiției	Perioada de Investiție	Preț [MEUR]	Observații
Cazan de clădire în flecare bloc de apartamente	2009-2011	48 mll. €	Include rețelele de gaz
închiderea depozitului de zugră șl cenușă	2011-2012	4,5 mi.l €

Total

52,5

Tabelul 5.3.2-1 de mal jos prezintă pe scurt prețul investiției totale pentru fiecare opțiune:

Opțiune	Total Investiții (MEUR)
Opțiunea Ol	62,63
Opțiunea 02	85,53
Opțiunea 03	77,63
Opțiunea 04	105,4
Opțiunea 05	52,5

Tabel 5.3.2-1: Total investiții pe opțiune

Evaluarea opțiunilor

Fiecare scenariu șl opțiune a fost evaluată luând în considerare cele prezentate în Capitolul 4:

• obiectivele naționale privind sectorul de energie, protecția mediului și dezvoltarea socio-economică,

• • țintele municipale și Indicatorii de realizare pentru serviciul public de alimentare cu energie termică.

Aceste opțiuni au fost proiectate pe baza strategiilor, programelor șl planurilor de acțiune naționale, regionale și locale, precum șl directivele UE relevante șl legislația națională în vigoare.

Criterii de evaluare

Pentru evaluarea scenariilor și opțiunilor propuse au fost stabilite trei seturi de criterii de evaluare: unul pentru aspecte financiare, unul pentru aspecte tehnice și unul pentru aspecte sociale.

în cadrul fiecăruia din cele trei grupe, opțiunile au fost evaluate din punctul de vedere al conformării cu criteriile de punctare. Pentru conformare totală au fost acordate 100 de puncte, iar în cazurile în care a existat o conformare cu jumătate din criterii a fost acordat un punctaj de 50 de puncte.

Aspectele tehnice șl cele sociale au fost punctate cu un singur punctaj, în timp ce în ceea ce privește criteriile financiare au fost punctate două subcriterll.

Când s-a realizat ponderarea fiecărei celor trei categorii, criteriilor financiar șl sociale le-a fost acordată o pondere de 49%, în timp ce criteriul tehnic a primit o pondere de 20%.

Sistemul de ponderare este prezentat în tabelul de mai jos:

Punctaj maxim ponderat	Categorie	Criterii	Punctaj maxim Individual	Ponderea punctajelor Individuale	Pondere maximă punctaj Individual	Pondere a grupurll or de punctaje
40	Criterii financiare	Total investiții	200	50%
		Costuri de operare	200	50%
		Total financiar	400	50%	100	40%
20	Criterii tehnice	Cogenerare de mare eficiență	200	100%	100	X
		Total tehnic	200	100%	100	20%

40	Criterii sociale	Suportabilitate (preț energie termică)	X	X	100	40%
100	Punctaj maxim TOTAL		X	X	X	X

Tabe) 5.3.1-1: Criterii de evaluare

Este evident că nu se așteaptă ca nlclo opțiune să obțină punctajul maxim de 100 de puncte. Un punctaj de 60-70 puncte este considerat un punctaj mare, în timp ce opțiunea cea mai nepotrivită ar obține un punctaj de 30-50 puncte. 50-60 de puncte sunt considerate ca fiind la nivel mediu.

Orice sistem de punctare pe mai multe criterii, ca cel aplicat în situația de față, este prin definiție subiectiv șl nu are pretenția că furnizează un „adevăr obiectiv" în ceea ce privește meritele relative ale diferitelor opțiuni. Cu toate acestea, sistemul de punctare comprimă evaluarea opțiunilor șl furnizează un instrument pentru ordonarea aproximativă a acestora în ordinea preferinței.

Toate opțiunile propuse sunt conforme cu cerințele obligatorii de mediu privind emisiile de SO2, NOx, CO2 șl praf (VLE și valori maxime admise) precum și cu cele privind depozitele de zgură și cenușă. Astfel, în acest sens nu a fost inclus niclun criteriu de evaluare pentru că oricum nu ar fi influențat în nlciun fel procesul de evaluare.

Criterii financiare

Total Invesițli

Pentru fiecare opțiune a fost calculată investiția totală în Instalații, rețelele de transport și distribuție, substații și clădiri.

în procesul de evaluare este folosit următorul tabel de punctare:

Tabel 5.3.1-2. Punctarea costurilor Investiționale.

Costuri investiție na le	Punctaje
Peste 80 EUR	0
între 70 șl 80 milioane EUR	7
între 60 și 70 milioane EUR	14
Sub 60 EUR	20

Costuri operaționale

Pentru flecare opțiune au fost calculate costurile operaționale din punctul de vedere al Costului Mediu Incremental (CMI).

T în procesul de evaluare este folosit următorul tabel de punctare:

Tabel 5.3.1-3. Punctarea costurilor operaționale.

Costuri operaționale, CMI	Punctaj
Peste 28 EUR/GJ	0
între 22 șl 28 EUR/GJ	7
între 16 șl 22 EUR/GJ	14
Sub 16 EUR/GJ	20

MM GROUP

Costurile investlțlonale și costurile operaționale au o pondere de 50% fiecare ca șl contribuții la punctajul financiar general. Punctajul financiar general are o pondere de 40% ca și contribuție la evaluarea generală.

Criterii tehnice

Noua Strategie Energetică pentru România 2007-2020 aprobată prin HG 1069/2007 are două obiective strategice: siguranța alimentării cu energie și dezvoltarea durabilă.

în procesul de evaluare este propus un singur criteriu tehnic pentru atingerea obiectivelor strategice:

Tabel 5.3.1-5: Criterii tehnice

Obiectiv strategic	Criteriu de evaluare
Dezvoltare durabilă	Cogenerare de mare eficiență

Cogenerare de mare eficiență

Opțiunile conțin sau nu livrarea de energie termică produsă prin cogenerare. în cazul opțiunilor centralizate, o mare parte a energie termice este livrată în cogenerare de mare eficiență, comparativ cu scenariul descentralizat în care nu există cogenerare. Astfel, având în vedere ghidurile UE care sprijină cogenerarea în general și cogenerarea de mare eficiență în ceea ce privește viitoarele modalități de termoflcare în viitor s-a decis alocarea a 20 de puncte dacă este prezentă cogenerarea de mare eficiență.

Tabel 5.3.1-6: Punctarea cogenerării de mare eficiență.

Evaluare	Punctaj
Fără cogenerare	0
Cogenerare de mare eficiență	20

Criterii sociale

Suportabllitatea (prețul energiei termice)

Din cauza creșterilor recente a prețului combustibilului și a reducerii treptate a subvențiilor este mai mult ca sigur că prețul energiei termice va crește cu mai mult de 60% începând cu 2009 în comparație cu nivelul de preț din 2007. în același timp, se estimează că vor crește șl veniturile cu 12%. Presupunând că, la fel ca și în trecut, sistemul social de subvenții va trebui să acopere costurile de încălzire a peste 9% din veniturile pe gospodărie, sistemul de subvenții va trebui să plătească, potrivit prețului căldurii, sumele prezentate în tabelul de mai jos.

Tabelul 5.3.1-7 prezintă subvenția necesară pentru diferite prețuri de energie termică. în cazul unul preț al căldurii de 26 EUR/GJ se estimează că subvenția socială necesară pentru acoperirea costurilor de încălzire a peste 9% din venitul pe gospodărie în Bacău în 2009 este de aproximativ 1,7 milioane Euro pe an. Această sumă primește un punctaj intermediar de 100 puncte și un punctaj final de (100-100) - 0 puncte pentru că este soluția cea mal costisitoare în ceea ce privește nevoile de subvenții. La fel, șl pentru nivele de prețuri mai mici sunt estimate șl punctate subvențiile necesare. Punctajele finale rezultate sunt adăugate la punctajul pentru ierarhizarea finală.

Tabel 5.3.1-7: Punctarea suportabilității

Preț energie termică	% din populație care nu îșl permite plata facturii de încălzire	Subvenție necesară, milioane EUR/an	Punctaj Intermediar	Punctaj final
26 EUR/GJ	54%	17	100	0
24 EUR/GJ	36%	1,2	71	29

Wl ORO UF

22 EUR/GJ	30%	0,8	45	55
20 EUR/GJ	27%	0,4	26	74

Suportabilitatea fiecărei opțiuni este punctată potrivit mediei dintre prețul energiei termice cu un cost scăzut al combustibilului și costul energiei termice cu un cost ridicat al combustibilului:

Tabel 5.3.1-11 Calculul punctajelor opțiunilor în ceea ce privește suportabllltatea (prețul energiei

Opțiuni	Preț energie termică la cost scăzut al combustibilului	Preț energie termică la cost ridicat al combustibilului	Preț energie termică la cost mediu al combustibilului	Punctaj
Ol	21,02	26,86	23,94	29
02	15,26	23,32	19,29	74
03	28,73	35,91	32,32	0
04	29,00	33,25	31,12	0
05	17,56	20,90	19,23	74

Punctele finale în tabelul de evaluare sunt calculate după cum urmează:

(Tabel punctaj 5.3.1-11:100)x40 puncte

Evaluare și rezultate

Criteriile de evaluare prezentate mai sus au fost aplicate pentru fiecare scenariu și opțiune. Rezultatul evaluării este prezentat în Tabelul 5.3.2-1 de mai jos.

Tabel 5.3.2-1: Evaluarea opțiunilor, punctaje $1 Ierarhizare.

Categorie	Criterii	Scenariu Si			Scenariu S2	Scenariu S3
		Ol	02	03	04	05
Criterii financiare	Total investiții	14	0	14	0	20
	Costuri operaționale	7	20	0	0	14
	Total financiar	21	20	14	0	34
Criteriu tehnic	Cogenerare de mare eficiență	20	20	20	0	0
Criteriu social	Suportabilitate	11,6	29,6	0	0	29,6
Total		52,6	69,6	34	0	63,6

După calculul punctajelor totale, ierarhizarea opțiunilor, în ordine descrescătoare este următoarea:

Tabel S.3.2-3: Opțiuni, punctaje și poziție în ordine descrescătoare.

Opțiune	Punctaj	Poziție
05	63,6	2
01	52,6	3
03	34	4
04	0	5

Potrivit evaluării, Opțiunea 02 are punctajul cel mai mare. Cu toate aceastea, analiza multicrlteriu este primul filtru utilizat pentru selectarea opțiunilor cele mai probabile a fi analizate în continuare la nivel de studiu de fezabilitate șl analiză cost-beneficlu. Astfel, Mașter Planul recomandă a fi analizate în detaliu la nivel de studiu de fezabilitate și analiză cost-beneficiu următoarele opțiuni:

• •    Opțiunea 02 și Opțiunea 01 din scenariul descentralizat,

• •    Opțiunea 04 pentru a fi justificată în continuare, în detaliu, susten abilita tea scenariului centralizat în fața scenariului descentralizat.

Opțiunea 05, chiar dacă are un punctaj ridicat, se consideră că nu este o opțiune potrivită a fi analizată în continuare pentru că pune în responsabilitatea consumatorului într-o perioadă foartă scurtă de timp investiții majore, precum șl probleme tehnice și decizii.

Aspecte instituționale

Scenariul 1

în scenariul centralizat, se va menține organizarea actuală, cu câteva actualizări a echipamentelor tehnice standard.

Scenariul 2

în scenariul parțial descentralizat, responsabilitatea CET Bacău va fi redusă în mod semnificativ doar la gestionarea operării șl întreținerii Instalațiilor de cazane locale mici și a rețelelor de distribuție, precum șl a relațiilor cu consumatorii șl colectarea plăților.

Scenariul 3

în scenariul în totalitate descentralizat, CET Bacău va fi închis.

• 5.4.    Opțiunea propusă

Opțiunea cu punctajul cel mai ridicat este Opțiunea 02 din cadrul Scenariului 1 (sistem centralizat de termoflcare), Incluzând următoarea configurație de surse de energie termică: IMA1 funcționează cu un nou ciclu combinat, IMA2 este rezervă, funcționează IMA3 șl turbina pe gaz.

Opțiunea 02 va include următoarele Intervenții:

• •    Nou ciclu combinat de 18,5 MWt și 22 MWe în IMA1,

• •    închiderea depozitului de zgură și cenușă,

• •    Reabilitarea rețelelor de transport inclusiv pompe cu variatoare de viteză,

• •   Reabilitarea rețelei de distribuție,

«   Reabilitarea centralelor termice.

Principalele planșe aferente Opțiunii 02 propuse sunt Incluse în Anexa 5,4-1.

Principalele avantaje ale acestei opțiuni sunt următoarele:

• •    alimentare în siguranță cu energie termică a populației,

• «    reduce poluarea aerului ducând la o îmbunătățire a sănătății populației (nivelul de S02 șl NOx redus la limitele cerute),

• •    reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră, în concordanță cu viitoarele cerințe UE privind reducerea după 2012,

• •    eficiență cât mai ridicată în sistemul centralizat ce operează pe gaz natural,

• •    cogenerare de mare eficiență.

• 5.5.    Concluzie

Ca urmare a analizei detaliate realizate în acest capitol șl pe baza rezultatelor analizei financiare și economice prezentate în Capitolul 8, analiza suportabllltățll prezentate în Capitolul 9 șl estimările detaliate ale costurilor investițiilor, precum și pe baza evaluării criteriilor specifice, Opțiunea 02 este recomandată pentru a fi Implementată. Planul de investiții pe termen lung pentru opțiunea recomandată este prezentat în Capitolul 7.

Opțiunea 02 include următoarele intervenții:

• •    nou ciclu combinat d 18,5 MWt și 22 MWe în IMA1,

• •    închiderea depozitului de zgură șl cenușă,

• •    reabilitarea rețelei de transport inclusiv pompe cu variatoare de viteză,

• •   reabilitarea rețelei de distribuție,

• •    reabilitarea centralelor termice.

Mașter Planul recomandă analiza mai detaliată în SF și ACB a următoarelor opțiuni:

• *    Opțiunea 02 și Opțiunea 01 din scenariul descentralizat,

• •    Opțiunea 04 pentru a fi justificată în continuare, în detaliu, sustenabilltatea scenariului centralizat în fața scenariului descentralizat.

• 6.    Strategie municipală pentru termoficare

Strategia municipală pentru termoficare în Bacău a fost actualizată în octombrie 2006 șl a fost aprobată prlntr-o decizie a Consiliului Local. Aceast include următoarele capitole:

•    descrierea sistemului existent de termoficare în Bacău;

• •    condiții și restricții privind stabilirea strategiei locale de alimentare cu energie termică;

• •    reabilitarea termică a clădirilor și îmbunătățirea sistemului de alimentare cu energie termică la nivel de consumator;

• •    stabilirea necesarului termic viitor pentru 2007-2027;

• •    soluții alternative de producere de energie termică;

• •    soluții alternative pentru transportul șl distribuția de energie termică;

• •    analiza opțiunilor propuse pentru reabilitarea sistemului de termoficare în Bacău;

• *    analiză privind sensibilitatea;

• •    concluzii.

Strategia identifică un total necesar de aproximativ 294 MEUR pentru următoarele investiții:

• •    unitate nouă de cigenerare, inclusiv: 1 ciclu combinat (1 turbină pe gaz de 43 MWe, 1 turbină cu abur 19 MWe, 3 cazane apă fierbinte de 19,3 MWt fiecare și 1 turbină pe gaz de 14,6 MWe)

• •    reabilitarea centralelor de cazane locale;

• •    reabilitarea rețelelor primare și secundare și a substațlilor;

• •    instalarea de contoare la locuințe;

• •   reabilitarea Instalațiilor interne ale clădirilor;

• •   instalarea de contoare individuale;

• •    reabilitarea părților exterioare ale clădirilor.

Strategia specifică următoarele acțiuni strategice principale:

• •    întreținerea sistemului de termoficare;

• *    reducerea impactului asupra mediului prin reducerea treptată a utilizării cărbunelui șl înlocuirea acestuia cu gaz natural, și păcură ca și combustibil de rezervă;

• •    economisire de energie prin reabilitarea sistemului de furnizare de termoficare (sursă, rețele de transport șl distribuție, clădirile consumatorilor).

în Strategie sunt Incluse măsuri specifice pentru Investițiile totale de 292 MEUR. Un rezumat al acestor măsuri este prezentat mai jos.

Surse de producere de energie termică

• •    închiderea cazanului cu ardere pe cărbuni șl înlocuirea cu o turbină pe gaz șl un ciclu combinat;

• •    reabilitarea centralelor de cazane locale existente (sistemele „Insulă").

Rețelele de transport șl distribuție

• •    redimensionarea conductelor, înlocuirea conductelor cu conducte preizolate. Analiza posibilității de a trece la un sistem și module de două conducte.

Reabilitarea clădlrlor

• •    reabilitarea termică a pereților, acoperișurilor, a subsolului;

• •    înlocuirea geamurilor și a ușilor exterioare;

• •    reabilitarea instalațiilor interne de termoficare;

• •    distribuție orizontală Individuală de energie termică în clădirile cu mal multe etaje și contorizare individuală.

Recomandarea noastră este în conformitate cu Strategia existentă privind reabilitarea sistemului de termoficare în Bacău.

• 7.    Plan de Investiții pe termen lung

  • 7.1.    Rezumat

Toate opțiunile analizate în Capitolul 5 pot duce la atingerea conformării cu directivele UE subliniate în POS Mediu. Este evaluată modalitatea cea mal eficientă din punctul de vedere al costurilor pentru continuarea funcționării, luând în considerare suporta bl II ta tea populației șl în special studiile de pre-fezabilitate.

Pe baza analizei opțiunilor din Capitolul 5, Opțiunea 2 a fost recomandată drept opțiunea care cel mai probabil ar putea duce la dezvoltarea viitoare a sistemului de termoficare din Bacău. Aceasta îndeplinește cerințele Strategiei Municipale în modul cel mai eficient din punctul de vedere al costului în timp ce, în același timp, îndeplinește cerințele directivelor UE relevante șl a obiectivelor naționale descrise în Capitolul 4.

• 7.2.    M&suri investiționale pe termen lung

Capitolul 5 a identificat toate investițiile necesare pentru reabilitarea întregului sistem de termoficare pentru a se realiza totala conformare cu directivele UE relevante și prioritățile municipale, luând în considerare suportabilitatea Investițiilor de către populație și capacitatea locală de Implementare.

Tabelul 7.2-1 de mal jos prezintă măsurile Investiționale pe termen lung recomandate care sunt necesare pentru reabilitarea întregului sistem de termoficare din Bacău (Opțiunea 2). Perioada de implementare pentru măsurile propuse este 2009-2015 datorită:

• •    termenelor limită pentru conformarea cu cerințele privind mediul,

•    politica națională privind economisirile de energie în sistemul de termoficare, transpusă în Strategia pentru reabilitarea termoficărli.

Costurile cu cheltuielile neprevăzute, asistența tehnică pentru management de proiect și construcție, supervizare șl proiectare finală nu sunt incluse în cantitățile investiționale - totuși, acestea vor fi Incluse în studiul de fezabilitate precum șl în calculul valorii nete actualizate (vezi Capitolul 8.5). Durata de viață a investițiilor este mai mare decât perioada de 20 de ani.

Investițiile propuse asigură conformarea cu cerințele legislative privind mediul și cu politica națională în sectorul de energie.

	Investiții	Valoare MEUR	%
1	Instalarea unui ciclu combinat de 18,5 MWt, 22,2 MWe	22,9	26,84
2	Reabilitarea rețelei de transport	16,45	19,03
3	Pompe cu variatoare de viteză pentru rețeaua de transport termoficare	1,55	1,80
4	Reabilitarea rețelelor de distribuție	38,5	45,15
5	Reabilitarea centralelor termice locale	1,63	1,91
6	închiderea depozitului de zgură și cenușă	4,5	5,27
	Total	85,53	1OO

l^°>

IntwteveJopment

GROUP .

Tabel 7.2-1: Defalca rea măsurilor investiționale pe termen lung

Totalul de Investiții necesare se ridică la 85,53 MEUR (sumele nu includ TVA).

Din cauza Investiției majore de implementat într-o perioadă relativ scurtă, există nevoia de a întări capacitatea de gestionare și Implementare la nivel local a unităților de implementare care vor fi înființate potrivit recomandării din Capitolul 7.11. Astfel, va fl nevoie de asistență tehnică suplimentară pentru gestionarea șl supervizarea proiectului.

în capitolele următoare este prezentată o justificare detaliată a măsurilor propuse:

• •    Capitolul 2: analiza situației actuale privind sistemul de termoficare,

• •    Capitolul 4: ținte naționale șl municipale,

• •    Capitolul 5: analiza opțiunilor, Inclusiv a criteriilor financiare, de mediu, terhnice și sociale,

• •   Capitolul 7.9: impactul măsurilor propuse,

• •   Capitolul 7.10: atingerea țintelor.

Pe scurt, masurile investiționale pe termen lung, descrise în detaliu în Capitolul 5 vor asigura conformare totală cu cerințele de mediu șl vor duce la un serviciu public sigur de alimentare cu energie termică pentru populație la un preț suportabil. Rezultatele principalelor investiții sunt prezentate în Tabelul 7.2-2.

Investiții principale	Rezultate
Instalarea unui ciclu combinat de 18,5 MWt, 22,2 MWe	-creșterea cantității de energie termică din cogenerare livrată -atingerea unei cogenerări de mare eficiență
Reabilitarea rețelei de transport	-creșterea eficienței energetice -reducerea consumului de energie electrică
Pompe cu varlatoare de viteză pentru tramsportul termoficării	-creșterea eficienței energetice -reducerea consumului de energie electrică
Reabilitarea rețelelor de distribuție	-creșterea eficienței energetice -reducerea consumului de energie electrică
Reabilitarea centralelor termice locale	-creșterea eficienței energetice
închiderea depozitului de zgură șl cenușă	-atingerea țintelor de mediu

Tabel 7.2-2: Rezultatele principalelor investiții

Riscuri privind implementarea, operarea și întreținerea

Nu au fost identificate riscuri majore în ceea ce privește implementarea, operarea și întreținerea. Municipalitatea Bacău are deja o experiență vastă în ceea ce privește Implementarea de proiecte de investiții la scară largă finanțate de UE prin Intermediul programelor de asistență pentru pre-aderare iar noi nu prevedem nicio problemă majoră în înființarea și funcționarea UMP pentru acest proiect.

De asemenea, Bacău are o experiență vastă în Implementarea de proiecte la scară largă, demonstrată de proiectul privind turbina pe gaz deja Implementat.

• 7.3.    Parametrii de proiectare de bază șl pre-dimensionare

Parametrii de proiectare de bază pentru orizontul de planificare ai MP sunt prezentați mai jos, luând în considerare perioadele de tranziție acceptate pentru conformarea cu directivele UE relevante §1 mărimea populației din localitatea în cauză. De asemenea, selecția parametrilor de proiectare include aspecte precum:

• •    Necesarul termic viitor;

• •    Sarcina minimă, medie și de vârf a producției de termoflcare (situația pe timp de vară și de iarnă);

• •    Valori limită privind poluanțll de aer;

• •    Eficiența cazanului și a coge ne rării.

Detaliile privind stabilirea parametrilor de proiectare de bază sunt Incluse în Capitolul 3.4. Mai jos este prezentat un rezumat privind parametrii de proiectare.

Necesarul termic viitor

Pentru estimarea necesarului termic viitor au fost folosiți următorii parametrii:

•    Tendințe ale consumului de energie termică specifice pentru locuințe, instituții, industrie etc.;

•    Proiecții privind dezvoltarea pieței;

• *    Pierderi de căldură din rețelele de termoflcare.

Tabelul 7.3-1 de mai jos, prezintă proiecția privind necesarul termic pentru perioada 2008-2028. De asemenea, tabelul prezintă și parametrii de proiectare, Inclusiv sarcina de vârf pe timp de vară și iarnă pentru perioada de planificare de 20 de ani.

Tabel 7.3-1 Proiecție privind necesarul termic și parametrii de proiectare, 2008-2028

An	Necesar termic [TJ]	Pierderi din rețea [TJ]	Producție de energie termică [TJ]	Capacitate termică maximă Necesar Iarnă [MWt]	Capacitate termică medie Necesar vară [MWt]
2008	923	469	1.392	125	14
2009	897	417	1.314	119	14
2010	869	365	1.234	114	13
2011	841	313	1.154	110	13
2012	813	261	1.074	105	12
2013	786	209	995	101	12
2014	758	209	967	99,7	11
2015	730	209	939	98,27	11
2016	703	209	912	96,84	10
2017	674	209	883	95,22	9

2018	647	209	856	90	8
2019	647	209	856	90	8
2020	647	209	856	90	8
2021	647	209	856	90	8
2022	647	209	856	90	8
2023	647	209	856	90	8
2024	647	209	856	90	8
2025	647	209	856	90	8
2026	647	209	856	90	8
2027	647	209	856	90	8
2028	647	209	856	90	8

Valori limită privind poluanțli de aer

Valorile limită privind emisiile de SO2, NOx, praf și CO2 pentru fiecare IMA sunt specificate în Capitolul 2.

Eficiența cazanului și a cogenerării

Ordinul AN RE nr. 13/2007 stabilește valori de referință armonizate privind eficiența producției separate de energie electrică și termică. De asemenea, HG nr. 219/2007 definește cogenerarea de mare eficiență.

		Eficiență (%)
	' -——~___Agent termic Combustibil                             --	Abur/apă fierbinte
Solid	Antraclț/cocs Lignit Turbă Lemn Biomasă din agricultură Deșeuri municipale organice Deșeuri nereclclabile (municipale șl Industriale) Marnă	88 86 86 86 80 80 80 86
Lichid	CLG, gaz lichefiat Biocombustlbll Deșeuri organice Deșeuri nereclclabile	89 89 80 80
Gazos	Gaz natural Gaz de la rafinării / Hidrogen Biogaz Gaz de cocserie, gaz de ardere, alte gaze rezultate din ardere, evacuate și cu recuperare de căldură	90 89 70 80

Tabel 7.3-2: Valori de referință armonizate pentru producerea de energie termică

Eficiență (%)

Solid	\ An dare în folosință Combustibila.	£'9 6	'97	*98	*99	*00	'Ol	'02	'03	'04	'05	'06-'11
	Antracit/cocs	39.7	40.5	41.2	41.8	42.3	42.7	43.1	43.5	43.8	44.0	44.2
	Lignit	37.3	38.1	38.8	39.4	39.9	40.3	40.7	41.1	41.4	41.6	41.8
	Turbă	36.5	36.9	37.2	37.5	37.8	38.1	38.4	38.6	38.8	38.9	39.0
	Lemn	25.0	26.3	27.5	28.5	29.6	30.4	31.1	31.7	32.2	32.6	33.0
	Blomasă din agricultură	20.0	21.0	21.6	22.1	22.6	23.1	23.5	24.0	24.4	24.7	25.0
	Deșeuri blodegradabil e (municipale)	20.0	21.0	21.6	22.1	22.6	23,1	23.5	24.0	24.4	24.7	25.0
	Deșeuri nereciclablle (municipale Șl Industriale)	20.0	21.0	21.6	22.1	22.6	23.1	23.5	24.0	24.4	24.7	25.0
	Marnă	38.9	38.9	38.9	38.9	38.9	38.9	38.9	38.9	38.9	38.9	39.0
Lichid	CLG, gaz lichefiat	39.7	40.5	41.2	41.8	42.3	42.7	43.1	43.5	43.8	44.0	44.2
	Blocombustib II	39.7	40.5	41.2	41.8	42.3	42.7	43.1	43.5	43.8	44.0	44.2
	Deșeuri organice	20.0	21.0	21.6	22.1	22.6	23.1	23.5	24.0	24.4	24.7	25.0
	Deșeuri nereciclablle	20.0	21.0	21.6	22.1	22.6	23.1	23.5	24.0	24.4	24.7	25.0
Gazos	Gaz natural	50.0	50.4	50.8	51.1	51.4	51.7	51.9	52.1	52.3	52.4	52.5
	Gaz de la rafinării / Hidrogen	39.7	40.5	41.2	41.8	42.3	42.7	43.1	43.5	43.8	44.0	44.2
	Blogaz	36.7	37.5	38.3	39.0	39.6	40.1	40.6	41.0	41.4	41.7	42.0
	Gaz de cocserie, gaz de ardere, alte gaze rezultate din ardere, evacuate și cu recuperare de căldură	35	35	35	35	35	35	35	35	35	35	35

Table 7.3-3: Valori de referință armonizate pentru producție de energie electrică

Cogenerarea de mare eficiență este definită după cum urmează: trebuie atinsă o economisire mai mare de 10% din inputul de combustibil primar în comparație cu inputul pentru producția separată de energie electrică șl termică, cu eficiența definită în Ordinul ANRE nr. 22/2007.

Eficiența de cogenerare este calculată potrivit următoarei formule:

E.C.=[(EE_co^Ccog)/EF.EE_Sep + (ETcog/Ccog)/EF.ET_sep)-1]

unde:

E.C.=economisiri de combustibil împărțite la consumul de combustibil în instalația de cogenerare,

EEcoG=energie electrică produsă în cogenerare (TJ),

ETcoG=termoficare produsă în cogenerare (TJ),

EF.EEsEP=eficiența producției separate de energie electrică în centrale electrice în România în concordanță cu tabelul de mai sus,

EF.ET_Sep= eficiența producției separate de energie termică în centrale termice în România în concordanță cu tabelul de mai sus,

CcoG⁼eombustlbil utilizat pentru producția de energie termică și electrică în cogenerare (TJ).

Parametrii de proiectare de bază pentru IMA3 sunt următorii:

1 cazan apă fierbinte (CAF) de 116 MWt
flux termic maxim	116 MWt (100 Gcal/h)
combustibil	Gaz natural, combustibil lichid greu
eficiență nominală	94%
temperatură apă intrare	40- 90â C.
temperatură apă Ieșire	70- 150° C.
presiune maximă	25 bar)
concentrație maximă NOx ieșire	200 mg /Nmc, 3% 02

IMA3 are deja Instalate arzătoare cu nivel redus de Nox, astfel nu sunt necesare Intervenții în ceea ce privește reducerea emisiilor.

Parametrii de bază recomandați pentru ciclul combinat sunt:

Ciclu combinat de 22,2 MW e
maxim energie termică livrată	18,5 MWt (16 Gcal/h)
maxim energie electrică livrată	22,2 MWe
tensiune electric	10 kV
combustibil	gaz natural
consum maxim de combustibil	5011 Nmc/h
eficiență nominală generală	82,3 %
temperatură termoficare intrare	40- 90° C.
temperatură termoficare Ieșire	70- 150d C.
presiune maximă apă termoficare	25 bari
concentrație maximă NOx Ieșire	200 mg /Nmc, 3% 02

• 7.4.    Costuri unitare

Pentru a face estimări competente privind costurile totale pentru stabilirea și utilizarea soluțiilor tehnice prezentate în Capitolul 5, a fost realizat un set de costuri unitare.

Costurile unitare se bazează pe bazele de date privind prețurile din proiecte pe energie electrică desfășurate în țări din Europa de Vest. Cu toate acestea, aceste costuri sunt suplimentate prin costuri specifice colectate din România/noi state membre UE, acolo unde erau disponibile.

Costurile unitare pentru toate tehnologiile relevante pentru producția de energie termică sunt prezentate în Anexele 5.3.2-3 și 5.3.2-4 specificate drept costuri investițlonale și de operare șl întreținere. în cazul cogenerării sunt prezentate atât eficlențele de producție de energie electrică cât și termică.

Costurile unitare includ toate investițiile relevante în infrastructura fizică, inclusiv clădiri, instalațiile de producție de energie termică și echipamentele auxiliare necesare.

• 7.5.    Costuri Investiție na le

Pe baza tabelului privind costurile unitare și necesarul de Investiții viitoare, în toate scenariile prezentate în Capitolul 5, a fost realizat un tabel care prezintă defalca rea costurilor pentru toate intervențiile - Anexa 5.3.2-5. Tabelul privind investițiile Include noi Instalații de producție, reabilitarea rețelelor, echipamente pentru prevenirea poluării (pentru a îndeplini standardele privind mediul).

Investițiile necesare pentru opțiunea selectată (Opțiunea 02) sunt însumate în Tabelul 7.2-1 de mal sus, defalcate pe intervenții.

• 7.6.    Costuri de operare, întreținere șl administrative

Costurile de operare șl întreținere sunt împărțite în costuri fixe și variabile.

Costurile fixe sunt descrise în detaliu în Anexa 7.6-1. Printre altele, evoluția costului cu personalul care a scăzut după încheierea echipărilor precum și costurile administrative ale CET Iași sunt prezentate în Anexa 7.6-1.

Punctul de plecare pentru calculul costurilor fixe sunt cheltuielile reale pentru operarea sistemului, inclusiv salariile, costurile de reparații șl întreținere, primite de la CET Bacău pentru anii 2006 șl 2007.

în cadrul costurilor variabile, vânzările de electricitate sunt luate în considerare ca fiind un venit.

în ceea ce privește CO2, în calculele noastre, după 2012, nu au fost incluse niclun fel de venituri/cheltuiell, atunci când se presupune că Opțiunea 02 va îndeplini cu exactitate cerințele prevăzute în legislația ce urmează să Intre în vigoare.

Tabelul 7.6-1 de mai jos prezintă o privire de ansamblu asupra costurilor de O&î pentru perioada de planificare de 20 de ani, defalcate pe categoriile principale. Toate costurile sunt exprimate în MEUR. Vânzările de energie electrică sunt incluse cu semn negativ pentru a calcula costurile de O&î nete pentru termoficare.

An

Costuri fixe de O&î (salarii, comunicații, energie electrică, reparații)

Costuri cu combustibilul (gaz natural)

Vânzări de energie electrică

Costuri CO2 (comercializarea COZ)

Total costuri de O&î

MM a nour

2009	21.82	19.00	-2647	-3.28	11.07
2010	20.71	18.47	-26 11	-3.45	9.62
2011	19.87	17.55	-26.25	-3.57	7.60
2012	19.08	7.77	-25.88	-3.68	-2.72
2013	18.37	7.73	-25.51	0.00	0.59
2014	18.10	7.70	-25.08	0.00	0.71
2015	17.92	7.66	-25.01	0.00	0.57
2016	17.75	7.62	-24.89	0.00	0.48
2017	17.55	7.58	-24.83	0.00	0.30
2018	17.26	7.55	-24.69	0.00	0.11
2019	10.27	7.55	-10.66	0.00	7.16
2020	10.27	7.55	-7.90	0.00	9.92
2021	14.04	7.55	-7.90	0.00	11.07
2022	10.27	7.55	-7.90	0.00	9.92
2023	10.27	7.55	-7.90	0.00	9.92
2024	10.27	7.55	-7.90	0.00	9.92
2025	10.27	7.55	-7.90	0.00	9.92
2026	10.27	7.55	-7.90	0.00	9.92
2027	10.27	7.55	-7.90	0.00	9.92
2028	10.27	7.55	-7.90	0.00	9.92

J -      -      _•    —     -         - -      -       -          —     -

Tabel 7.6-1 Costuri de O&I, 2009-2028, defalcate pe principalele categorii

• 7.7.    Grafic de implementare și e ta pi za rea măsurilor

  • 7.7.1.    Criterii pentru etapizare

The overruling crlteria for the phasing of Investments are the transltlon deadlines for the LCPs related to NOx and S02 reduction.

The phasing of investments in transport and dfstribution networks and heat substations is made In accordance wlth the Municipal Strategy for the DH system.

Variable speed drlves for main pumps need to be introduced soon due to the rehabllitation of substations and tempera tu re control valves leading to a change from constant to variable flow.

• 7.7.2.    Grafic de Implementare șl plan de etapizare

Unitățile existente din IMA vor fi închise înainte de data limită - 31.12.2012 și înlocuite cu ciclu combinat nou.

Graficul de implementare pentru finalizarea măsurilor de mediu este:

Graficul de implementare pentru CET Bacău

Nr	Măsura	Termen de finalizare
1	IMA ce îndeplinește condițiile de emisii de SO2	31.12.2012

2	IMA ce îndeplinește condițiile de emisii de praf	31.12.2009
3	închiderea depozitului de zgură șl cenușă	31.12.2012

în Tabelul 7.7-1 de mal jos se detaliază suma totală a investiției pentru întregul proiect (exprimat în milioane Euro) pentru sistemul de termoficare din Bacău. Investiția totală este de aproximativ 85,28 MEUR din care 54,03 MEUR trebuie să se investească în prima perioada, între 2009 și 2011 (Faza 1) pentru a îndeplini cerințele urgente de mediu și operaționale și pentru a continua programul planificat de reabilitare a rețelei de transport șl distribuție precum și a substațlllor. Suma rămasă (31,25 MEUR) va fi investită în a doua perioadă, între 2012 și 2015 (Faza 2) pentru a termina reabilitarea planificată a rețelei de transport șl distribuție. Nu sunt prevăzute relnvestiții în Faza 3, fiindcă durata de viață a investițiilor fiind mal lunga de 20 ani.

Tabel 7.7-1 Plan de Investiții Opțiunea 02 [MEUR]

Nmele Investiției	2000	2010	2011	2012	2013	2014	2015	2016-2028
Instalarea unui ciclu combinat de 18,5 MWt, 22,2 MWe		22,9						0
Reabilitarea rețelei de transport	4,5	4,5	4,5	4,5				0
Variatoare de viteză pentru transportul termoficărli		1,55						0
Reabilitarea rețelei de distribuție	9,6	9,6	9,7	9,6				0
Reabilitarea centralelor de cazane locale	0,81	0,81						0
închiderea depozitului de zgură și cenușă		2,25	2,25
Total	14,91	41,61	16,45	16,45	0	0	0	0
Faza	Faza 1 (72,97)			Faza 2 (16,45)				Faza 3 (0)

7.8. Impactul măsurilor propuse

Acest capitol evaluează Impactul măsurilor propuse din punctul de vedere al mediului, sănătății populației, aspectelor sodo-economice și al securității și alimentării cu energie termică. Evaluarea se bazează pe țintele șl obiectivele definite în Capitolul 4, precum șl pe principalele avantaje identificate în Capitolul 5.

Interdevelopment

ni i <4* IV ' t H >« *(»l

• 7.8.1.    Impactul asupra mediului

Investițiile propuse în Opțiunea 02 au un impact pozitiv semnificativ asupra calității aerului, contribuind la reducerea emisiilor de S02, NOx și C02.

• a)    Reduction of SO2 emissions

Tabelul 7.8.1-1 prezintă concentrațiile și cantitățile estimate de emisii de S02 pentru operarea la capacitate normală, precum șl limitele introduse de autorizația integrată de mediu. Tabelul include și estimarea reducerii emisiilor de S02 ca urmare a implementării investițiilor propuse.

CET	IMA	Estimare emisii SO2		Limite SO2		Reducere emisii SO2
CET Bacău		Conc. (mg/Nm3)	Cant, (tone/anr)	Conc. (mg/Nm3)	Cant, (tone/anr)	Conc. (mg/Nm3)	Cant. (tone/an)
	IMA1	3300	1920	0	0	3300	1920
	IMA2	0	0	0	0	0	0
	IMA3	0	0	0	0	0	0
TOTAL	Total reducere emisii SO2:					3100	1920

Tabel 7.8.1-1: reducerea emisiilor de S02, CET Bacău

Prin implementarea investițiilor propuse în Opțiunea 02, emisiile totale de S02 vor fi reduse cu aproximativ 1920 t/an.

• b)    Reducerea emisiilor NOx

Tabelul 7.8.1-2 prezintă concentrațiile și cantitățile estimate de emisii NOx pentru operarea la capacitate normală, precum și limitele introduse de autorizația integrată de mediu. Tabelul include șl estimarea reducerii emisiilor de NOx ca urmare a implementării investițiilor propuse.

CET	IMA	Estimare emisii NOx		Urnite NOx		Reducere emisii NOx
CET Bacău		Conc. (mg/Nmc)	Cant, (tone/an)	Conc. (mg/Nmc)		Conc. (mg/Nmc)	Cant. (tone/an)
	IMA1	310	380	200	20	110	360
	IMA2	220	20	0	0	220	20
	IMA3	165	10	165	3	0	7
TOTAL	Total reducere emisii NOx:						387

Tabel 7.8.1-2: reducerea emisiilor de NOx, CET Bacău

Prin Implementarea investițiilor propuse în Opțiunea 02, emisiile totale de NOx vor fi reduse cu aproximativ 387 t/an.

• c)    Reducerea emisiilor de €02

Sistemul reabilitat de termoflcare va reuși o reducere de 130.000 tone/an a emisiilor de CO2, rezultând un procent de 60% sub pragul actual de emisii stabilit prin Planul Național de Alocare până în 2012. în plus, emisiile viitoare de CO2 vor respecta o descreștere anuală de 1,74% începând cu 2012 și vor respecta limitele de înaltă eficiență a producție în regim compus șl doar de termoficare. Ca și o consecință, sistemul reabilitat de termoflcare va îndeplini viitoarea Directiva pentru CO2 de după 2012.

• d)    Reducerea emisiilor de praf

Tabelul 7.8.1-3 prezintă concentrațiile și cantitățile de emisii de praf estimate la operare la capacitate normală, precum și limitele stabilite în Autorizația Integrată de Mediu. Tabelul mal include de asemenea reducerea estimată a emisiilor de praf în urma Implementării investițiilor propuse.

CET	IMA	Estimare emisii praf		Urnite praf		Reducere emisii praf
CET Bacau		Conc. (mg/Nmc)	Cant, (tone/an)	Conc. (mg/Nmc)		Conc. (mg/Nmc)	Cant, (tone/an)
	IMA1	105	82	0	0	105	82
	IMA2	0	0	0	0	0	0
	IMA3	0	0	0	0	0	0
TOTAL	Total reducere emisii praf:					105	82

Tabel 7.8.1-3: Reducerea emisiilor de praf, CET Bacău

Prin implementarea investițiilor propuse în Opțiunea 02, emisiile totale de praf vor fi reduse cu aproximativ 82 t/an.

• 7.8.2.    Sănătatea populației

Având în vedere Ordinul de ministru nr. 350/2007 privind aprobarea listelor de aglomerări inclusiv situația calității aerului ambiant în localitățile din regiunile 1-7, potrivit prevederilor OM 745/2002, Bacăul a fost considerată o aglomerare șl este Indus pe lista 1 - zone unde nivelele de concentrații pentru anumițl poluanți sunt mal mari decât valoarea limită precum și marginile de toleranță pentru SO₂ și PM₁₀,

Prin implementarea investițiilor propuse în Opțiunea 02, calitatea aerului ambiant va fi îmbunătățită ducând la condiții îmbunătățite pentru sănătatea populației.

• 7.8.3.    Socio-economlc

Din cauza creșterii recente a prețului combustibilului și reducerea treptată a subvențiilor pentru energie termică este mai mult ca sigur că prețul energie termice va crește cu mai mult de 60% începând cu 2009 în comparație cu nivelul de preț din 2007. Dintre opțiunile centralizate, Opțiunea 02 asigură prețul energiei termice cel mai mic pentru populație, precum șl sumele cele mai mici pentru subvențiile pentru energie termică pe an pentru municipalitate.

• 7.8.4.    Securit/ of supply

Opțiunea 05 asigură un grad ridicat de siguranță al alimentării cu energie termică datorită:

• • Un preț mai disponibil al termoficării care ajută la reducerea la minim a deconectărilor și încurajarea noilor conectări, (stabilizarea pieței). Acest lucru va duce la o furnizare șl producție constantă a termoficării.

• 7.9.    Atingerea țintelor

Capitolul 4 definește trei grupe de ținte municipale care trebuie atinse prin implementarea opțiunii propuse. Atingerea acestor ținte este determinată mal jos.

Ținte de mediu

• a)    Ținte POS Mediu

|S5

POS Mediu definește ținte specifice care trebuie atinse până în 2015 față de anul de referință datorită intervențiilor POS Mediu. Contribuția Opțiunii 02 la atingerea țintelor POS Mediu este prezentată în Tabelul 7.9-1.

	Unit ate	An de referlnț ă	Reducere țintă (2015)	Contribuție la reducerea țintă (cantitate) 2011 - 2015	Contribuție la reducerea țintă (% din ținta POS Mediu)
Sisteme de termoflcare reabilitate	Nr.	2006	8	1	12,5%
Studii realizate în cadrul opțiunii	Nr.	2006	15	1	6,6%
Locații în care calitatea aerului este îmbunătățită datorită reabilitării sistemelor de termoficare	Nr.	2006	8	1	12,5%
Reducerea emisiilor de SO2 din sistemele de termoficare datorită Intervențiilor POS Mediu	Tone	2003	65,000	1.920x5= 9.600	15%
Reducerea emisiilor de NOx din sistemele de termoficare datorită intervențiilor POS Mediu	Tone	2003	3,000	387x5=1.935	64%

Tabel 7.9-1: Contribuția la atingerea țintelor de POS Mediu

• b)    Ținte locale din sectorul de mediu

Autorizațiile integrate de mediu pentru CET Bacău stabilesc VLE șl limite maxime admise specifice pentru emisiile de S02, NOx și praf pentru fiecare IMA, după cum este descris în detaliu în Capitolul 4.

Atingerea țintelor privind emisiile de S02 șl NOx, după Implementarea Investițiilor propuse în Opțiunea 02, este prezentată în Tabelele 7.9-2 șl 7.9-3 de mai jos:

XMA	IMA	VLE	Valoare maximă admisă	Concen. nouă	Cantit. nouă	Atingerea concen.
IMA1	1028	1281	0	0	DA	DA
IMA2	35	127	0	0	DA	DA
IMA3	35	0	35	0	DA	DA

Tabel 7.9-2: Atingerea țintelor privind emisiile de SO2

IMA	IMA	VLE	Valoare maximă admisă	Concen. nouă	Cantit nouă	Atingerea concen.
IMA1	600	1057	200	20	DA	DA
IMA2	300	42	0	0	DA	DA
IMA3	300	20	200	20	DA	DA

Tabel 7.9-3: Atingerea țintelor privind emisiile de NOx

IMA	IMA	VLE	Valoare maximă admisă	Concen. nouă	Cantlt. nouă	Atingerea concen.
IMA1	100	156	0	0	DA	DA
IMA2	5	1	0	0	DA	DA
IMA3	5	1	0	0	DA	DA

Tabel 7.9-4: Atingerea țintelor privind emisiile de praf

Sistemul de termoficare reabilitat va atinge o reducere de emisii de CO2 de 130.000 tone/an, rezultând emisii de CO2 cu 60% sub actuala limită maximă admisă până în 2012 stabilită de Planul Național e Alocare. De asemenea, viitoarele emisii de CO2 vor urma o descreștere anuală de 1,74% începând cu 2012 și respectă limitele privind cogenerarea de eficiență mare și a producției de energie termică. Astfel, sistemul de termoficare reabilitat va fi în concordanță cu propunerea de Directivă privind CO2 după 2012.

Depozitul de zgură și cenușă se va închide după 2012, astfel se va îndeplini termenul de conformare.

Ținte locale din sectorul energetic

în ceea ce privește țintele local din sectorul energetic identificate în Capitolul 4, evaluarea atingerii acestora este prezentată în Tabelul 7.9-4.

Țintă	Cuantificarea atingerii țintelor	Evaluarea atingerii
Reducerea consumului de energie primară (reducere de 20% până în 2020 - țintă UE)	Reducere cu 30-40% a consumului de energie primară în comparație cu cel din 2007	Da
Eficiență crescută a unităților de producție la minim 80% (minim 70% pentru biomasa în cogenerare)	Eficiență de 93% a cazanelor pentru producția de energie termică	Da
Reducerea la maxim 15% a pierderilor de căldură în rețelele primare șl secundare de termoficare	15% pierderi de căldură în rețelele primare și „secundare în comparație cu cele din 2007	Da

Tabel 7.9-4: Atingerea țintelor locale din sectorul energetic

Ținte privind serviciul de alimentare cu energie termică și apă caldă menajeră

Pentru țintele privind serviciul de alimentare cu energie termică șl apă caldă menajeră identificate în Capitolul 4, estimarea atingerii acestora este prezentată în Tabelul 7,9-5 de mai jos.

Țintă	Cuantificarea estimării atingerii țintelor	Evaluarea atingerii
Suprafață încălzită în mod constant peste 20 ani	Suprafața încălzită va rămâne constantă în perioada 2009-2028	Da
100% acoperire a necesarul termic viitor	Producție de energie termică de 1856 TJ by 2028	Da

Producție de 856 TJ by 2028 (necesar termic maxim iarna 93 MWt și necesar termic mediu vara 10 MWt)	(necesar termic maxim iarna 93 MWt și necesar termic mediu vara 10 MWt) ceea ce va acoperi necesarul termic viitor
Continuitate 100% a alimentării	Alimentare continuă cu energie termică pe durata sezonului rece șl alimentare continuă cu apă caldă menajeră pe durata întregului an, ceea ce va asigura o continuitate de 100% a alimentării	Da

Tabel 7.9-5: Estimarea atingerii țintelor privind alimentarea cu energie termică și apă caldă menajeră

Concluzie

Ca urmare a implementării propuse Opțiunii 02, toate țintele municipale identificate în Capitolul 4 sunt atinse, cu respectarea termenelor limită stabilite de diferite acte legislative (vezi șl Capitolul 7.7). De asemenea, proiectul va aduce o contribuție semnificativă la atingerea țintelor POS Mediu.

• 7.10.    Cerințe instituționale

Cadrul instituțional trebuie să asigura capacitatea beneficiarului de a implementa proiectul de infrastructură propus și de a gestiona operarea infrastructurilor modernizate.

La nivel local, este necesar să fie definite clar rolurile și responsabilitățile Autorității Locale șl a Operatorului privind pregătirea și implementarea proiectului.

Potrivit POS Mediu - Axa Prioritară 3, beneficiarul sprijinului UE este Autoritatea Locală ca proprietar al întregului sistem de termoficare (unități de producție, rețele de transport și distribuție, substații). Cerințele instituționale ar trebui să facă referire la ambii „jucători" cheie la nivel local: Autoritatea Locală - Municipalitatea Bacău șl Operatorul - CET Bacău.

• 7.10.1.    Cerințe Instituționale - Autoritatea Locală

în calitate de beneficiar al finanțării, Consiliul Local ar trebui să înființeze la nivelul ei o Unitate de Management a Proiectului (UMP) care să reprezinte Autoritatea Locală în relația acesteia cu Autoritatea de Management din partea Ministerului Mediului și Dezvoltării Durabile, Organismul Intermediar, Autoritatea de Plată și viitori contractanți.

Va trebui întocmit un contract cadru între Autoritatea de Management și Consiliul Local Bacău pentru a defini toate responsabilitățile, fluxul financiar și toate celelalte condiții pentru o bună Implementare a proiectului. UMP va fi responsabilă cu gestionarea contractului cadru.

Consultantul va sprijini beneficiarul în viitorul apropiat pentru a defini structura UMP, personalul necesar precum șl logistica pentru a asigura capacitatea instituțională pentru gestionarea și implementarea proiectului.

UMP are rolul principal de a coordona Implementarea proiectelor de investiții. UMP va monitoriza: I) conformarea cu procedurile și regulile privind achizițiile; ii) lucrările tehnice; iii) raportarea către Autoritatea Contractantă; iv) evaluarea internă; v) conturile și pozițiile tehnice precum șl plățile. în afară de acestea, UMP va superviza întreaga activitate investițională și va cooperarea cu auditorul extern.

De asemenea, UMP va avea rolul principal în gestionarea contribuțiilor financiare locale și administrarea costurilor non-eligiblle.

• 7.10.2.    Cerințe Instituționale - CET Bacău

SC CET SA Bacău, în calitate de operator, va fi responsabil de viitoarea administrare a infrastructurii care va fi finanțată prin sprijinul CE.

Cerințe privind structura organizațională

Este necesară formarea unui departament denumit Departamentul de Strategii, Programe și de Conservare a Energiei precum și a unui Departament Investițil/Dezvoltare, ambele aflate sub coordonarea directorului general.

Aceste departamente au o experiență în implementarea proiectelor de investiții și de asemenea în definirea celor mal bune strategii de Implementare a diferitelor programe de dezvoltare. Se așteaptă ca, pe baza acestei experiențe, aceste departamente să fie baza viitoarei Unități de Implementare a Proiectelor (UIP), folosind competențele șl expertiza personalului.

UMP (Consiliul Local Bacău) șl UIP (SC CET SA BACĂU) vor susține sarcinile majore cu scopul de a asigura Implementarea corectă a proiectului.

SC CET SA BACĂU are nevoie de câteva schimbări structurale pentru a o face mal flexibilă și de a se putea adapta cerințelor pleții.

La acest nivel se pot menționa câteva propuneri preliminare:

• *    Formarea unul sistem de administrare a relațiilor cu cllențil. Ar trebui menționat faptul că aceste proiecte pot Include o campania de Informare publică cu scopul de a încuraja măsurile de eficiență energetică. Pe de altă parte, întărirea departamentului de marketing este o sarcină majoră pentru societate, cu scopul de a atrage noi clienți, în principal utilizatori casnici. Acest element va crește numărul de persoane din Bacău care vor beneficia de ajutorul Fondurilor de Aderare;

• •    Reorganizarea unităților principale care reprezintă „nucleul afacerilor" - unitățile de producție și rețeaua de furnizare/dlstribuție din cadrul centrelor de profit; o separare clară a veniturilor și a cheltuielilor poate clarifica o parte a activității principale adresate îmbunătățirii vieții comunității.

• •    Trebuie analizată posibilitatea de outsourcing a diferitelor activități către alte societăți: Unitatea de protecție împotriva incendiilor Unitatea de transport Activitatea de metrologie

• 7.11.    Concluzie

O sumă totală de 85,28 MEUR este necesară pentru investiție, pentru reabilitarea întregului sistem de termoficare din Bacău. Investiția propusă asigură conformarea cu legislația de mediu în vigoare și cu politica națională în sectorul energetic.

FICHTNER

Ca urmare a Implementării Opțiunii 02 propuse, toate țintele municipale Identificate în Capitolul 4 sunt atinse, cu respectarea termenelor limită stabilite de diferite acte legislative. De asemenea, proiectul va aduce o contribuție semnificativă la atingerea țintelor POS Mediu.

Pentru a asigura o Implementare de succes a proiectului de Investiții șl pentru operarea eficientă a sistemului de termoficare trebuie Implementate diferite cerințe instituționale, cum ar fi de exemplu reprolectarea structurii organizaționale, reducerea costurilor de O&î, înființarea UIP șl UMP etc.

• 8.    Analiza financiară șl economică

  • 8.1.    Rezumat

Această secțiune stabilește ipotezele pentru calculele financiare și economice. Costurile cu combustibili și salariile cuprind principalele componente ale cheltuielilor de operare. Sunt prezentate ipotezele privind costul de investiții, urmate de calculul Indicatorilor financiari pentru opțiunile estimate, Inclusiv Valoarea Netă Actualizată (VNA) și Costul Mediu Incremental (CMI), care sunt apoi utilizate pentru ierarhizarea financiară a opțiunilor. Ierarhizarea este realizată pentru două ipoteze alternative privind prețul gazului natural.

• 8.2.    Ipoteze privind mărimea pieței

Mărimea pieței, adică necesarul termic total, depinde de suprafața clădirii încălzite șl de intensitatea termică, unde suprafața clădirii încălzite este suprafața încălzită prin termoficare iar intensitatea termică este consumul de energie termică pe metru pătrat de suprafață încălzită.

Devoltarea suprafeței încălzite depinde de construcții noi care vor fi adăugate la suprafață și de deconectările/reconectăriie care vor reduce/crește suprafața.

Consumul pe metru pătrat depinde de prețui energiei termice (presupunând că, consumatorul plătește exact cât a cosumat) și de eforturile de a economisi energie termică. Soluția parțial descentralizată potrivit căreia energia termică este produsă la nivel de substație și soluția individuală potrivit căreia fiecare apartament are propriul sistem cu ardere pe gaz sunt unele dintre opțiunile prezentate în acest Mașter Plan. Alte alternative, cum ar fi de exemplu sistemele solare, au fost evaluate înainte de a se lua decizia privind setul de opțiuni care urmează a fi inclus în Mașter Plan. Opțiunile privind încălzirea pe bază de energie solară au fost eliminate din cauza costurilor investițlonale ridicate în comparație cu căldura produsă. în prezent, încălzirea pe bază de enrgie solară nu este competitivă și introducerea acesteia va necesita ori i) introducerea de taxe pe combustibilii primari ori ii) subvenții pentru încălzirea pe bază de energie solară. în prezent este considerat competitiv un singur tip de încălzire pe bază de energie solară respectiv instalațiile solare mari (mai mult de 20.000 m² de colectoare solare). Această soluție va fl aplicabilă pentru orașele șl orașele mici unde încălzirea pe bază de energie solară nu va intra în competiție cu operațiile de cogenerare sau incinerare a deșeurilor pe timp de vară).

• 8.3.    Ipoteze privind costurile de operare $i întreținere

Luna decembrie 2007 este utilizată ca bază pentru costurile istorice, inclusiv pentru rata de schimb valutar pentru RON/EUR. Cifrele exacte pentru costurile cu combustibilul și tarife sunt incluse în Tabelul 8.3.1-1.

• 8.3.1    Ipoteze privind prețul combustibilului

Tabel 8.3.1-1: Prețurile combustibilului pentru companiile de termoficare. Bacău, Decembrie 2007 șl orizontul de planificare, EUR pe unitate.

	Unitate	Decembrie, 2007	Medie 2009-2028	Medie 2009-2028
Rată de schimb valutar RON/EUR	3.54	EUR/unitate	EUR/unitate	EUR/unltate
			Preț mic gaz	Preț mare gaz
Gaz natural	1000 m3	283	283	400

După cum se vede în Tabelul 8.3.1-1, se presupune că prețul gazului natural rămâne la 283 Euro pe 1000 m³ (cazul cu preț mic) sau va crește la 400 Euro pe 1000 m³ (cazul cu prețul mare). Potrivit planurilor Guvernului, decalajul dintre prețul gazului în țară și cel din Europa va fi redus gradual, astfel încăt va fi eliminat la sfârșitul anului 2010. în Tabelele 8.5.2-2 și 8.5.2-3 de mai jos, calculele sunt făcute pe următoarele prețuri: 283 Euro/1000 m³ respectiv 400 Euro/1000 m³.

Pe lângă adaptarea prețului gazului în România la nivelul celui din Europa, pe termen mai lung, se presupune că prețul gazului natural va rămâne constant. Aceasta reflectă utilizarea noilor zăcăminte de gaz ca răspuns la necesarul în creștere, dar șl trecerea de {a gaz la alte surse de energie, o producție mai eficientă de energie etc.

O mare întrebare este dacă prețul de piață al gazului natural în Europa va găsi sau nu un echilibru pe termen lung aproape de nivelul de 283 Euro pe 1000 m³, prețul de referință din Europa pentru decembrie 2007 sau dacă va rămâne destul de ridicat, ca e exemplu la nivelul de 400 Euro pe 1000 m³. în această fază nu se fac nici un fel de presupuneri. în studiul de fezabilitate va fi aplicat un scenariu privind prețul gazului care va fi acompaniat și de o analiză a sensibilității.

Prețul CO2 rămâne neschimbat.

• 8.3.2.    Ipoteze privind prețul energiei electrice

Energia electrică este tranzacțională pe piața en-gros și en-detail.

Piața en-gros include:

• •    Contracte pe termen lung sau mediu pe PCCB (piața centralizată a contractelor bilaterale), și

• •    DAM (Day-Ahead Market).

Piața en-detail Include:

• •    Tranzacții la prețuri stabilite în funcție de voltaj și tranzacția zl/noapte;

• •    Tranzacții competitive la prețuri negociabile.

De obicei, companiile de termoficare încheie contracte anuale dar pot participa șl pe Piața „Day-Ahead Market". Producătorii cu o capacitate instalată de 50 MW sau mai mult au acces ia grila de tensiune înaltă de 100 kV, pe când unitățile mai mici vor tranzacționa pe grila de tensiune medie.

începând cu 2009, potrivit noii scheme bonus de eficiență ridicată, companiile de cogenerare care se califică pentru schemă vor avea dreptul să vândă energie electrică către cel din grila de tensiune înaltă la un preț de 90% din prețul pieței de pe grila de energie electrică. Mai exact, pentru anii 2009-2011 este garantat un preț minim de 40 EUR pe MWh fără TVA.

Tabelul 8.3.2.-1 prezintă prețurile pe piața de energie electrică în decembrie 2007 și ipoteze pentru orizontul de planificare.

Tabel 8.3.2-1: Prețurile energiei electrice pe piața en-detail pentru producătorii de termoficare, Bacău,

decembrie 2007 si orizontul de

EUR pe unitate

	Unitate	Decembrie 2007	Medie 2009-2028
iăliiaK&Sife
Către grila de tensiune înaltă	MWh	n/a	n/a
Către grila de tensiune medie	MWh	55.5	55.5+bonus )
Către grila de tensiune joasă	MWh	n/a	n/a

De la grila de tensiune înaltă	MWh	71.50	71.50
De la grila de tensiune medie	MWh	83.04	83.04
De la grila de tensiune joasă	MWh	96.10	96.10

*) Vezi Capitolul 2.6.5.

• 8.3.3.    Alte Ipoteze privind costurile de operare și întreținere

Se presupune că orice creșteri sa la riale în termeni reali sunt cel puțin compensate de o reducere în ceea ce privește forța de muncă. Astfel, se presupune că salariul va rămâne constant în termeni reali. Acest fapt se refelctă în Tabelul 8.3.

Tabel 8.3: Salarii, Bacău, decembrie 2007 și orizontul de planificare, EUR pe unitate.

	Unitate	2007-2011	2012-2028
Rată de schimb valutar RON/CUR	3,54	MII EUR/an	MII EUR/an
CET Bacău	Total costuri personal	16,25	6,50*)

*) Opțiunea 02.

• 8.4.    Ipoteze privind costurile Investlțlonale

Tabelele privind costurile investlționale sunt prezentate separat în Capitolul 7.

Ipotezele pe care se bazează tabelele:

• •    Investițiile sunt defalcate pe an pentru orizontul de planificare al MP. Sunt prezentate cantitățile specifice investite pe ani, adică nu sunt utilizate cantități generale anuale;

• •    Investițiile sunt investiții nete (cheltuieli neprevăzute, tehnice și de proiectare). Costurile adiționale vor fi incluse în studiul de fezabilitate;

• •    Toate cifrele sunt exprimate în Euro în prețuri fixe pentru 2007;

« Anul de bază este 2009;

• •    Deprecierea nu este inclusă;

• •    Durata de viață a investițiilor este mai mare de 20 de ani. Astfel, la sârșitul perioadei de 20 de ani, investițiile au o valoare reziduală care se stipulează a fi 25% din cantitatea investită.

• 8.5.    Valoarea netă actualizată

  • 8.5.1.    Metodologie

Opțiunile de investiție sunt evaluate utilizând următorii Indicatori: Valoarea Netă Actualizată (VNA), Rata Internă de Recuperare (RIR) șl Costul Mediu Incremental (CMI).

Elementele de bază a analizei sunt:

• •    Moneda: Euro;

• •    Prițurlle: Fixe (decembrie 2007);

• *    Numărul de ani: 20;

• •    An de începere: 2009;

•  An de încheiere: 2028;

• •    Valorile Investiționale reziduale sunt estimate pentru venitul net pe durata de viață rămasă. Pentru că în etapa actuală nu sunt Incluse proiecții privind veniturile, valoarea reziduală este stabilită la 25% din investiții.

• •    Rată a scontului: 5.0%.

Sunt identificate câteva scenarii Independente de investiție care sunt apoi comparate cu scenariul de referință. Scenariul de referință este Infrastructura existentă (inclusiv o îmbunătățire cu un pachet obligatorii de Intervenții, vezi Capitolul 5) dezvoltat pe o perioadă de 20 ani.

Scenariile sunt estimate prin calculul VNA și RIR și prin compararea acestora cu scenariul de referință.

Scenariile includ venituri din vânzarea de energie electrică și de credite de CO2, Iar costurile Includ investițiile, reinvestițille și costurile fixe și variabile de operare. în acest calcul nu sunt incluse veniturile din vânzarea de energie termică. Astfel, VNA ilustrează costul net al fiecărui scenariu care trebuie recuperat prin vânzarea de energie termică.

Calculul VNA pornește de la costurile investlționale inclusiv cheltuielile neprevăzute, tehnice șl de proiectare. Anexa 8.1 arată calculul tuturor investițiilor, al costurilor de operare șl întreținere, inclusiv al costului combustibilului, venitul cu energia electrică și CO2, fluxul de numerar net și vânzările de energie electrică pentru toate opțiunile. Sunt incluse și prețurile echilibrate de energie termică pentru 20 de ani. Anexa include VNA și RIR pentru fiecare opțiune.

Costurile fixe de operare nu includ deprecierea.

De fapt, VNA calculează valoarea (în Euro) a fluxului de numerar net, unde fluxul de numerar pentru flecare an este scontat la anul 1 (adică 2009), aplicându-se o taxă de scont de 5.0%.

FUR calculează rata dobânzii care stabilizează fluxul de numerar al câștigurilor și fluxul de numerar al costurilor. în unele cazuri, RIR nu este definită din cauza profilului Investițiilor.

CMI este calculat pentru flecare scenariu ca șl câștigul net scontat împărțit la canitatea scontată de energie termică produsă.

• 8.5.2.    Scenarii

După cum au fost prezentate în Capitolul 5 al acestui raport, au fost estimate următoarele scenarii (vezi Tabelul 8.5.2-1):

Tabel 8.5.2-1: Lista opțiunilor. Bacău._______________________________________________________________________

Titlu	Descriere
Ol	Termoficare în sistem centralizat:rămâne turbina pe gaz, CAP este echipat
02	Termoflcare în sistem centralizat:rămâne turbina pe gaz, nou ciclu combinat, CAF este echipat
03	Termoficare în sistem centralizat:rămâne turbina pe gaz, CAF este echipat, cazan nou cu pat fluidizat
05	Alimentare Individuală, cazane pe gaz în flecare clădire
04	Soluție parțial descentralizată, cazane pe gaz natural în fostele substațli

Pentru fiecare scenariu au fost calculați următorii Indicatori:

• •   VNA a investiției;

• •  VNA a costului net;

• •   VNA a producției de energie termică;

•   CMI.

Scenariile au fost ierarhizate în funcție de Costul Mediu Incremental (CMI) al fiecăruia.

Au fost realizate două seturi de calcule: unui cu prețul gazului natural de 283 Euro pe 1000 m³ și unul cu prețul gazului natural de 400 Euro pe 1000 m³.

Rezultatul estimării este prezentat în Tabelele 8.5.2-2 șl 8.5.2-3.

Tabel 8.5.2-2: Indicatori, scenarii alternative. Bacău. (prețGN = 283 Euro/1000 nmc

		Investiție	Cost net flecare scenariu	Producție energie termtcâ	CMI	Ierarhizare (CMI)
		A	D	E	F=D/E
		VNA (5.0%)	VNA (5.0%)	VNA (5.0%)
		Milioane EUR	Milioane EUR	T3	EUR/GJ
Ol	Termoficare în sistem centralizat: turbina pe gaz rămâne, CAF echipat	48,93	196,03	9.326	21,02	3
02	Termoficare în sistem centralizat: turbina pe gaz rămâne, nou ciclu combinat, CAF echipat	70,74	142,33	9.326	15,26	1
03	Termoficare în sistem centralizat: turbina pe gaz rămâne, CAF echipat, cazan nou cu pat fluidizat	63,31	267,90	9.326	28,73	4
05	Alimentare Individuală, cazane pe gaz natural în flecare clădire	50,00	163,78	9.326	17,56	2
04	Soluție parțial descentralizată, cazane pe gaz natlral în fostele substațil	87,51	270,47	9.326	29,00	5

Tabel 8.5.2-3: Indicatori, scenarii alternative, Bacău, (pre			GN = 400 Euro/1000 nmc)
		Investiție	Cost net flecare scenariu	Producție energie termică	CMI	Ierarh [zaro (CMI)
		A	D	E	F=D/E
		VNA (5.0%)	VNA (5.0%)	VNA (5.0%)
		Milioane EUR	Milioane EUR	TJ	EUR/GJ
Ol	Termoficare în sistem centralizat: turbina pe gaz rămâne, CAF echipat	48,93	250,47	9.326	26,86	3
02	Termoficare în sistem centralizat: turbina pe gaz rămâne, nou ciclu combinat, CAF echipat	70,74	217,49	9.326	23,32	2
03	Termoficare în sistem centralizat: turbina pe gaz rămâne, CAF echipat, cazan nou cu pat fluidizat	63,31	334,87	9.326	35,91	5
05	Alimentare individuală, cazane pe gaz natural în flecare clădire	50,00	194,93	9.326	20,90	1
04	Soluție parțial descentralizată, cazane pe gaz natlral în fostele substațil	87,51	310,05	9.326	33,25	4

Tabelele 8.5.2-2 și 8.5.2-3 Ilustrează faptul că opțiunea cu un nou ciclu combinat are CMI cel mai scăzut în cazul prețului gazului de 283 Euro pe 1000 m³, în timp ce se situează pe locul al doilea în cazul prețului gazului de 400 Euro pe 1000 m³. In ambele scenarii, opțiunea cu cazanele individuale în clădiri se clasează pe locul al doilea și întâi. Soluția parțial descentralizată se află ultimul loc, respectiv penultimul loc.

• 9.    Suportabiiitate

  • 9.1.    Rezumat

Suportabilitatea serviciilor de termoficare în Bacâu este evaluată pe baza unei comparații a veniturilor gospodăriei și a consumului de cantități de energie termică pe gospodărie. Comparația este realizată pentru un nivel mediu de venit și pentru un venit mic pe gospodărie cu un consum similar de energie termică. Așadar, în această prezentare, suportabllltatea depinde în întregime de costul energiei termice în comparație cu venitul pe gospodărie. Rezultatul evaluării este că viitorul sistem de termoficare este suportabil pentru gospodării cu venit mediu sau mai mare, în timp ce gospodăriile cu venit mic trebuie să economisească energie. Economisirile de energie vor fi posibile dacă la toate gospodăriile vor fi instalate contoare și regulatoare de consum.

• 9.2.    Metodologie și abordare

  • 9.2.1.    Capacitatea de contribuție maximă posibilă a comunității beneficiare

Până în 2009 comunitatea beneficiară, adică populația din Bacău și municipalitatea Bacău, au plătit întregul cost al termoficăril furnizate. Consumatorii, în principal gospodăriile, au plătit aproximativ 50% din factură, în timp ce municipalitatea a plătit restul prin acordarea unei subvenții.

începând cu 2009, municipalitatea nu mal poate subvenționa termoflcarea. Compania de termoficare poate depune cerere pentru un bonus temporar de eficiență ridicată de cogenerare, în funcție de vânzările de electricitate către grilă. Bonusul este inclus în veniturile obținute din vânzarea de energie electrică.

Astfel, începând cu 2009, compania de termoficare trebuie să recupereze în totalitate costul termoficării de la consumatori, în special de la gospodării. Bonusul temporar va avea ca rezultat o reducere a prețului, care va ajunge la nivelul cel mai înalt la început, descrescând în următorii 10 ani, după care va dispărea.

Așadar, suportabilitatea de către consumatori devine un parametru decisiv pentru furnizorul de servicii de termoficare.

• 9.2.2.    Suportabilitatea de către consumator

Suportabilitatea este legată de abilitatea unor consumatori sau a unor grupuri de consumatori de a plăti pentru un anumit nivel de serviciu. Pe scurt, suportabilitatea (sau rata de suportabilitate) este definită ca procentul de venit lunar pe gospodărie care este cheltuit pe servicii utilitare, cum ar fi de exemplu electricitatea, termoflcarea sau alimentarea cu apă. Cheltuielile cu utilitățile vor fi definite ca șl cantități facturate, dar pot fi evaluate șl plățile reale.

Suportabilitatea este determinată de venitul gospodăriilor, nivelul de consum pe gospodărie, politica tarifară șl schemele de subvenții.

Suportabilitatea este diferită de bunăvoința de a plăti care este definită drept suma din venit pe care o persoană este dispusă să o cheltuiască pentru a obține un anumit serviciu. Bunăvoința de a plăti se reflectă în colectarea plăților și în faptul că, consumatorul se deconectează de la servicii. în contextul termoficării din România, bunăvoința de a plăti este caracterizată de următoarele două aspecte:

~ Grupurile cu venituri mici care doresc să plătească mai puțin din cauza bugetului, și

• - Grupurile cu venituri mari care sunt capabile să treacă la alte surse de energie termică de calitate mai bună și mai competitive.

• 9.2,3.    Compariție între capacitatea de contribuție a comunității și costurile I nve știți ona le nete ale granturilor

Estimarea suporta bi li tății prezentată în Mașter Plan are scopul de a stabili capacitatea maximă de contribuție a comunității beneficiare în situația în care se realizează investiții noi în centralele termice și în infrastructura de alimentare cu energie termică.

Se pune accent pe segmentele de consumatori cu venituri mici pentru a furniza o opinie privind suporta bl li ta tea tarifelor propuse și a sistemelor existente de subvenție, precum și a necesarului de finanțare prin granturi a investițiilor.

Abordarea noastră este următoarea:

• •    Calculul costurilor medii Incrementale (CMI) din scenariul de referință și din fiecare scenariul considerat. Rezultatul este prezentat sub formă de cost unitar;

• •    Estimarea numărului de unități consumate de fiecare gospodărie pe lună (medie de-a lungul unui an);

• •    Compararea CMI din fiecare scenariu cu venitul pe gospodărie. Pentru a stabili dacă toate gospodăriile vor fi capabile să plătească consumul de energie termică, se presupune că toate gospodăriile au consum identic de energie termică în comparație cu mărimea locuinței. Comparațiile între costurile cu energia termică și venitul pe gospodărie sunt realizate pentru veniturile cele mai mici. De fapt, decila de venit, adică a zecea parte din veniturile pe gospodărie este folosită drept bază.

• •    Au fost luate în considerare trei cazuri de dezvoltare a venitului: un parcurs pesimist, un parcurs optimist șl un parcurs echilibrat.

• 9.3.    Estimare

Ipoteze:

Rată de schimb valutar RON/EUR, decembrie 2007: 3.54.

• • Consum mediu pe gospodărie: 0,52 MWh pe lună sau 1,9 GJ pe lună.

Tabel 9.3-1: Valori Istorice, Bacău, 2007.

An 2007
sas»
	Bacău, venit mediu pe gospodărie, RON pe lună	Bacău, decila # 1 . venit pe gospodărie, RON pe lună	Cost unitar producție de energie termică	Tarif Istoric	Cost termoflcare, %dln venitul pe gospodărie	Tarif Istoric, 4b din venitul pe gospodărie
						AS
Monedă: RON	1,442	X	175.96	99.42	12%	7%
Monedă: EUR	407	X	49.71	28.08	12%	7%
	MM		MM®
Monedă: RON	X	692	189.73	99.42	27%	14%

o of

An 2007
	Bacău, venit mediu pe gospodărie, RON pe lună	Bacău, declla # 1 venit pe gospodărie, RON pe lună	Cost unitar producție de energie termică	Tarif istoric	Cost termoficare, %dln venitul pe gospodărie	Tarif Istoric, % din venitul pe gospodărie 14%
Monedă: EUR	X	196	53.6	28.08	27%
Monedă: RON			52.70	27.62
			14.89	7.80

Tabelul 9.3-1 compară costurile de producție de energie termică cu veniturile pe gospodărie pentru nivelul mediu de venit șl declla de venit # 1, adică 10% din venitul populației cu venitul cel mai mic. Nu s-a avut în vedere nlciun fel de subvenții sociale. Tabelul Ilustrează că în medie în 2007, gospodăriile din Bacău care au primit energie termică din sistemul de termoficare au plătit 7% din venitul lor pe termoficare, în timp ce costul întreg al acestor servicii s-a ridicat la 12% din venitul pe gospodărie. Factura de energie termică a fost de 7.80 EUR pe GJ, în timp ce costul întreg a fost de 14.89 EUR pe GJ.

Populația care se încadrează la declla de venit # 1 ar fi plătit 14% din venitul pe gospodărie pe termoficare în 2007 - înainte de a lua în considerare subvențiile sociale. Pentru această categorie de consumatori, costul întreg a fost echivalent cu 27% din venitul pe gospodărie.

în declla # 1, în 2007, venitul mediu pe gospodărie a fost de 692 RON pe lună (85% din media națională). Această decilă conține toate veniturile din aproape nimic până în momentul în care apare declla # 2. Venitul mediu declla # 2 a fost de 835 RON/lună, iar venitul mediu declla # 3 a fost de 929 RON/lună. în decila #4 , venitul mediu pe gospodărie a fost de 1.050 RON pe lună și doar în declla # 7 venitul mediu pe gospodărie depășește limita maximă admisă pentru subvenție de 1.450 RON/gospodărie. Aceasta înseamnă că șapte din zece gospodării aveau dreptul la subvenție socială. După cum a fost prezentat în secțiunea 2.6.5, în prima parte a sezonului de încălzire, adică lunile noiembrie -decembrie 2007, sistemul de subvenții sociale a început de la venitul pe gospodărie de 1,450 RON pe lună, în timp ce în cea de-a doua jumătate, ar începe de la un nivel mal ridicat.

Toate gospodăriile cu venituri între 1,277 șl 1,450 RON pe lună au primit o reducere de 10% pentru plata facturii de energie termică. Pentru veniturile pe gospodărie între 1,132 și 1,277 RON pe lună, subvenția a fost de 20% etc. Iar gospodăriile cu venituri sub 450 RON pe lună au primit o subvenție de 90% pentru plata facturii de energie termică. Sistemul de subvenții sociale este proiectat să reducă factura de energie termică cu 10% pentru flecare pas de descreștere cu aproape 10% pe scara de venit, începând la 1.450 RON pe lună.

Tabel 9.3-2: Suportabilltate, preț scăzut gaz natural (283 Euro/1000m3), Bacău

Cost energie termică, pe GJ

Cost energie termică ,pe MWh

Cost energie termică, % din venitul mediu pe gospodărie

Cost energie termică, % din decila $1 de venit pe gospodărie

2007, EUR	14.89	52.70	12%			27%
2007, RON		173.03
2009-2028	CMI	CMI	Pesimist	Optimist	Echlllb rat	Pesimist	Optimist	Echlllb rat
Consum GJ pe gospodărie pe lună			Venit pe gospodărie, RON/lună			Venit pe gospodărie, RON/lună
		mm			O®	MM
	EUR/GJ	RON/ MWh	Cost energie termică / venit pe gospodărie			Cost energie termică / venit pe gospodărie
Ol	21,02	267,89	14%	8%	11%	29%	17%	22%
02	15,26	194,50	10%	6%	8%	21%	12%	16%
03	28,73	366,10	19%	11%	15%	40%	23%	31%
05	17,56	223,81	12%	7%	9%	24%	14%	19%
04	29,00	369,62	19%	11%	15%	40%	23%	31%

Tabelul 9.3-2 calculează costul mediu al energie termice din punctul de vedere al costurilor medii Incrementale comparate cu venitul mediu pe gospodărie. Atât CMI cât șl cifrele de venit pe gospodărie sunt valori scontate. Venitul pe gospodărie este specificat atât pentru un nivel mediu de venit cât și pentru decila cu cel mai mic venit. Sunt prezentate trei cazuri: cazul pesimist, cazul optimIs și cazul echilibrat.

• 9.4.    Su porta blllta te

Pe baza acestor ipoteze de bază, Tabelul 9.3-2 sugerează că nivelul costului în toate scenariile se regăsește în intervalul 10-19%, 6-11% sau 8-15% din venitul mediu pe gospodărie în funcție de prognoza aplicată, adică pesimistă, optimistă sau echilibrată. Pentru decila 1 pe gospodărie Intervalele sunt 21-40%, 12-23% și 16-31%.

După cum s-a prezentat în Capitolul 2.6.5, gospodăriile cu venituri mai mici de 1,450 RON (410 EUR) pe lună au dreptul la o subvenție pentru plata facturii de energie termică de 10%. După acest prag, cu cât este venitul mai mic, cu atât este subvenția mal mare. Pentru gospodării cu venituri mal mici de 362 RON (102 EUR) pe lună subvenția va fi de 90% din factura de energie termică. Schema de subvenții ar afecta venituri aproape de medie și ar stabili un prag pentru factura de energie termică pentru toate gospodăriile cu aproximativ 7% din venitul acestora. La intrarea în schema de subvenție, gospodăriile ar avea factura de energie termică redusă la aproximativ jumătate, în ceea ce privește CMI în cazul Opțunil 02.

Calculele acestea sunt folosite pentru a demonstra costurile relative a diferitelor opțiuni. 0 evaluare detaliată a evoluției tarifelor pentru orizontul de planificare al proiectului împreună cu creșterea consumului și a venitului va fi inclusă în studiul de fezabilitate.

Tabelul 9.3-2 sugerează că subvențiile sociale pentru gospodăriile cu venit mic trebuie să continue.

• 9.5.    Analiza sensibilității

/Mau Interdeveî^^t MMM

A fost realizată o analiză a sensibilității pentru prețul gazului natural. în calculul următor este asumat un preț unitar de 400 Euro pe 1000 m³ pentru a demonstra diferența în indicatori ca rezultat al unui preț al gazului extrem de ridicat.

Tabel 9.5-1: Suportabilitate, preț ridicat gaz natural (400 Euro/1000m3), Bacău

	Cost energie termică pe GJ	Cost energie termică pe MWh	Cost energie termică, % din venitul mediu pe gospodărie			Cost energie termică, % din decila #1 de venit pe gospodărie
2007, EUR	14.89	52.70	12%			27%
2007, RON		173.03
2009-2028	CMI	CMI	Pesimist	Optimist	Echillb rat	Pesimist	OpU-mlst	Echillb rat
Consum, GJ pe gospodărie pe lună			Venit pe gospodărie, RON/lună			Venit pe gospodărie, RON/lună
		WM	80					Iii
	EUR/GJ	RON/ MWh	Cost energie termică / venit pe gospodărie			Cost energie termică / venit pe gospodărie
Ol	26,86	342,29	18%	10%	14%	37%	22%	29%
02	23,32	297,22	16%	9%	12%	33%	19%	25%
03	35,91	457,62	24%	14%	18%	50%	29%	38%
05	20,90	266,38	14%	8%	11%	29%	17%	22%
04	33,25	423,70	22%	13%	17%	46%	27%	35%

Pe baza Ipotezelor de bază, Tabelul 9.5-1 sugerează că nivelul costului în toate scenariile crește în intervalul 14-24%, 8-14% sau 12-18% din venitul mediu pe gospodărie în funcție de prognoza aplicată, adică pesimistă, optimistă sau echilibrată. Pentru decila 1 pe gospodărie intervalele sunt 29-50%, 17-29% and 22-38%.

Astfel, în cazul prețului ridicat al gazului natural, gospodăria medie va observa că factura va arată un consum suplimentar aferent unui procent de 3-5% din venit, în timp ce gospodăriile cu decilă de venit 1 vor constata o creștere a facturii cu 8-10% din venit.

în plus față de cele prezentate mai sus, s-ar putea realiza o estimare a sensibilității pe baza următorului argument: se estimează că în calculele de mai sus rata de decuplare care a fost de 3% p.a. în ultimii ani va fi înlocuită de o tendință crescătoare a suprafeței încălzite de 1% p.a. Cu toate acestea, având în vedere că proiecția privind prețurile gazului sau din acest punct de vedere șl al altor surse de energie pentru sistemele individuale de încălzire în următorii 20 de ani este destul de Incertă, presupunerea unei creșteri a suprafeței încălzite ar trebui să facă obiectul unei analize a sensibilității. Din punctul de vedere al sistemului de termoficare, riscul se află în continuarea tendinței din trecut de deconectări, poate cauzată de o scădere a prețurilor gazului (vezi Anexa 8.l-cu deconectări).

Acest fapt poate fi Ilustrat prin combinarea scenariului cu prețul scăzut al gazului cu o tendință continuă de deconectare, în care suprafața încălzită (clădiri noi și reconectări din care se scad decontectările) va rămâne constantă de-a lungul perioadei de planificare de 20 de ani. Se presupune că, cantitatea totală de energie termică vândută a scăzut cu 1% p.a.

Tabel 9.5-2: Suportabilltate, preț scăzut al gazului natural (283 Euro/1000m3), Bacău

	Cost energie termică pe GJ	Cost energie termică pe MWh	Cost energie termică, % din venitul mediu pe gospodărie			Cost energie termică, % din decila #1 de venit pe gospodărie
2007, EUR	14.89	52.70	12%			27%
2007, RON		173.03
2009-2028	CMI	CMI	Pesimist	Optimist	Echlllb rat	Pesimist	Optimist	Echlllb rat
Consum, GJ pe gospodăria pe lună			Venit pe gospodărie, RON/lună •			Venit pe gospodărie, RON/lună
				311				M
	EUR/GJ	RON/ MWh	Cost energic termică / venit pe gospodărie			Cost energie termică / venit pe gospodărie
Ol	22.56	287,55	15%	9%	12%	31%	18%	24%
02	16,38	208,78	11%	6%	8%	23%	13%	17%
03	30.83	392,96	21%	12%	16%	43%	25%	33%
05	18,85	240,23	13%	7%	10%	26%	15%	20%
04	31,13	396,74	21%	12%	16%	43%	25%	33%

Pe baza Ipotezelor în care se combină un nivel relativ scăzut al gazului și deconectările continue, Tabelul 9.5-2 sugerează că nivelul costului în toate scenariile va fi în Intervalul 11-21%, 6-12% sau 8-16% din venitul mediu pe gospodărie, în funcție de prognoza aplicată, adică pesimistă, optimistă sau echilibrată. Pentru decila 1 pe gospodărie Intervalele sunt 23-43%, 13-25% și 17-33%.

Acesta este puțin mal costisitor decât în situația cu prețul scăzut al gazului fără deconectări. Drept rezultat al deconectărilor, Costurile Medii Incrementale ar crește cu 8.6% în toate opțiunile, cu excepția soluțiilor descentralizate și Individuale pe gaz, unde ar rămâne neschimbate. Acest fapt ar afecta ierarhizarea opțiunilor.

De exemplu, CMI al opțiunii 02 preferate ar crește de la 15,26 €/GJ la 16,38 €/GJ.

• 9.6.    Concluzie

Calculele de mal sus Ilustrează faptul că investițiile în reabilitarea sistemului de termoficare ar îmbunătății funcționarea sistemului. Cu toate acestea, în același timp, se estimează că, costurile cu combustibilul șt alte costuri vor crește. Având în vedere că serviciile ar putea depăși suportabilitatea grupului decilei cele mai mici, subvențiile sociale ar trebui menținute pentru a proteja consumatorii cu venitul scăzut de creșeterile costului energiei termice.

Mărimea subvențiilor poate fl ilustrată după cum urmează, într-un scenariu cu situația cea mai rea posibilă: la un tarif de 33,25 Euro/GJ (opțiunea 04 în scenariul cu prețul ridicat al gazului) și un consum pe gospodărie de 2,2 GJ/lună, costul energiei termice pe gospodărie este de 33,25 * 2,2 - 73,15 Euro pe lună. în cazul decilei 1, gospodărie cu un venit mediu de 158 Euro pe lună (scenariul pesimist bazat pe o

MMM GR«UF

rată de creștere a venitului real de 3% p.a.), costul energiei termice pe gospodărie este de 46% din venit. Potrivit schemei de subvenții pentru gospodării pentru 2007, o gospodărie cu acest venit lunar are dreptul la o subvenție de 70% din factura de energie termică. în acest caz, subvenția va fi de 70% * 73,15 Euro pe lună sau 51,21 Euro pe lună. Pe baza acestor cifre, întregul segment al decllel 1, un număr total de 2.500 de gospodării, ar avea dreptul la o subvenție totală anuală de 51,21 Euro/lună * 12 luni/an * 2.500 gospodării = 1,54 milioane Euro. De asemenea, și consumatorii din segmentele de venituri mai mari au dreptul la subvenție socială. Acest aspect va fi tratat în studiul de fezabilitate.

a* InterdevdofHnent

—   — .. _      IrtUHlU liUbMriil

• 10.    Program prioritar de investiții în Infrastructură

  • 10.1.    Rezumat

în capitolele următoare este realizată o prioritizare a acțiunilor propuse. Prioritizarea măsurilor este realizată pe baza a trei nivele prioritare:

• •   prioritatea 1: măsuri obligatorii pentru a asigura conformarea cu cerințele privind mediul;

• •   prioritatea 2: măsuri care nu sunt obligatorii însă care duc la economisiri de energie șl o calitate

bună a alimentării cu energie termică (cost-beneficiu ridicat);

• •    prioritatea 3: măsuri obligatorii necesare pentru a îndeplini țintele strategiei naționale (cost-beneficlu mediu).

Măsurile propuse sunt descrise în detaliu în Capitolul 10.2. Lista măsurilor prioritizate prezintă costurile investlționale, sursa propusă de finanțare precum și perioada de implementare propusă. în final, cerințele fundamentale pentru faza prioritară (Faza 1) și fazele ulterioare sunt prezentate în Capitolul 10.4, Inclusiv o primă recomandare privind investițiile capitale șl sursele de finanțare.

• 10.2.    Prioritizarea măsurilor propuse

Intervențiile propuse constă în: I) toate măsurile obligatorii necesare pentru conformarea cu directivele UE transpuse în legislația națională și li) toate măsurile neobligatorii (toate măsurile care duc la o eficiență mai ridicată a costurilor șl a nivelului de servicii).

în ceea ce privește măsurile obligatorii, posibilele intervenții care ar duce la o conformare totală cu directivele UE, sublininlate în POS Mediu, au făcut obiectul unul studiu de pre-fezabilitate pentru a alege soluțiile cele mai potrivite șl eficiente din punctul de vedere al costurilor.

S-a arătat de la început că experiența de operare șl de piață a CET Bacău demonstrează faptul că nu mal este posibilă continuarea operării cazanului de 420 t/h 140 barl 540 deg C și a turbinei cu abur de 50 MW, din cauza unei sarclne termice mult prea mici necesară pentru municipiul Bacău și pentru că nu măr există consumatori de abur industrial. Această unitate ar putea opera și pentru producerea de energie electrică însă prețul energiei electricte nu este unul competitiv din două motive:

• -în Bacău cărbunele este costisitor din cauza distanței lungi de transport;

• -în condiții de operare cu cogenerare scăzută, unitatea electrică nu este competitivă comparativ cu unitățile specializate cu methoda condens din România.

Mașter Planul a orientat opțiunile către unitățile de cogenerare de mare eficiență (ciclu combinat) sau cazane apă fierbinte. A fost examinată o opțiune car conținea un cazan apă fierbinte cu ardere pe lignit însă s-a dovedit a fi o opțiune necompetitivă.

Reabilitarea rețelelor de transport și distribuție sunt de asemenea măsuri obligatorii necesare pentru atingerea țintelor strategiei naționale cu privire la pierderile de căldură din rețea.

Singurele măsuri neobligatorii prezentate de acest proiect sunt Instalarea de dispozitive variatoare de viteză pentru principalele pompe și reabilitarea substațlilor. Ambele măsuri contribuie în mod semnificativ la reducerea costurilor de O&î șl îmbunătățirea calității șl la reabilitarea alimentării cu energie termică. Acestea sunt necesare pentru a introduce regulatoare de temperatură în substații și la nivel de clădirie, care să ducă la o trecere de la regimul anterior de debit constant la unul de debit variabil. în cadrul acestui MP nu au fost luate în considerare alte măsuri neobligatorii. Cu toate acestea, se recomandă, ca o

activitate generală și continuă de dezvoltare, actualizarea nivelului de automatizare pentru a permite controlul și monitorizarea de la distanță, a funcțiilor vitale, din camera centrală de control.

• 10.2.1.    Criterii

Printre măsurile obligatorii, cele necesare pentru atingerea conformări cu directivele UE transpuse în legislația națională sunt considerate ca cele cu prioritatea cea mai mare, în timp ce cele necesare pentru atingerea țintelor strategiei naționale sunt considerate ca fiind o a treia prioritate datorită impactului lor limitat asupra mediului în comparație cu mărimea investiției.

Măsurile neobligatorii sunt date ca o a doua prioritate, datorită faptului că au un impact relativ ridicat asupra mediului în comparație cu mărimea investiției, precum șl un impact pozitiv asupra calității și reabilitării alimentării cu energie termică. Prioritatea fiecărei măsuri propuse este dată în Tabelul 10.2-1 de mal jos.

Măsură (intervenție)	Nivel de prioritate
Instalarea unui ciclu combinat cu generare de energie termică de 18,5 MWt în IMA1	1
închiderea depozitului de zgură șl cenușă	1
Reabilitarea rețelei de transport	3
Variatoare de viteză pentru pompe pentru CET Centru și CET Sud	2
Reabilitarea rețelelor de distribuție - a părții prioritare	1
Reabilitarea rețelelor de distribuție - a părții rămase	3
Reabilitarea centralelor de cazane locale	2

Tabel 10.2-1: Prioritatea măsurilor propuse

• 10.2.2.    Descrierea măsurilor propuse

Ciclu combinat cu generare de energie termică de 18,5 MWt și 22 MWe

Această tehnologie s-a dovedit cea mai eficientă. Unitatea ar trebui construită în spațiul existent în CET Bacău (IMA 1 cazan și camera motoarelor). Sunt disponibile toate cele necesare pentru o astfel de unitate și spațiul este potrivit. Energia electrică rezultată este de 22,2 MWe.

Studiul de fezabilitate ar trebui să determine o capacitate mai precisă pentru această unitate pornind de la condițiile privind necesarul termic actual și viitor, precum și de la proiecția privind prețul energie electrice.

Pompe cu variatoare de viteză

CET Bacău este în plin proces de schimbare a modalității de operare de la modul inițial cu debit fix la modul cu debit variabil, controlat de necesarul real de energie prin instalarea unor regulatoare de temperatură în substațiile de energie termică. Debitul va deveni din ce în ce mal variabil, pe parcurs ce vor fi instalate mai multe supape termostat în clădirile încălzite. Pentru a adapta stațiile de pompare la debitul variabil, în timp ce în același timp se economisesc cantități semnificative de electricitate, trebuie instalate variatoare de viteză pentru un număr de pompe principale de circulare. Studiul de fezabilitate ar trebui să analizeze dacă nu ar fi mai bine ca unele pompe să fie înlocuite cu pompe mai mici.

Variatoarele de viteză sunt standard pentru toate sistemele de termoficare din Europa de Vest. Cea mat frecvent utilizată tehnologie sunt schimbătoarele de frecvență. Cu toate că Bacău a luat în considerare introducerea unor variatoare de viteză pentru pompele principale de reclrculare, posibilitățile limitate de finanțare au împiedicat până acum introducerea acestei tehnologii.

De fapt, există două etape de pompare, fiecare utilizând trei pompe:

Etapa 1

3 pompe de 1650 m3/h, 9 barl, 630 kW, 6 kV

Etapa 2

• - 3 pompe de 1650 m3/h, 11,5 barl, 800 kW, 6 kV

Instalarea unul echipament cu variator de viteză (schimbător de frecvență) ar trebui realizată pe cel puțin următoarele pompe:

• 2    pompe etapa 1,

• 2    pompe etapa 2.

Când se Instalează variatoare de viteză pentru pompele principale, în același timp ar trebui să se instaleze pompe să asigure un debit minim de siguranță prin cazanele apă fierbinte. Aceast poate fi soluționată prin Instalarea de pompe de reclrculare în conducta de recirculare la fiecare cazan apă fierbinte sau la un grup de cazane apă fierbinte, împreună cu echipamente pentru controlul recirculării debitului. în plus, pentru a controla debitul disponibil pentru fiecare substație ar fi necesară Instalarea unui regulator de presiune diferențiată în flecare substație. Acesta ar trebui să fie un regulator direct, declanșat de jet.

Reabilitarea rețelelor de distribuție

Două din centralele de cazane locale nu vor mai fi folosite. în schimb, va fi montată o rețea primară de 2.200 m (conducte preizolate de DN 250) pentru a fi conectată la 18 module. Conducta de transport va opera la 130/80° C pe timp de iarnă și 70/40° C pe timp de vară, ta o presiune de 12 bari.

Modulele vor fi instalate în apropierea clădirilor consumatorilor. Modulele vor opera la 90/70° C pentru energie termică și la 10/60° C pentru apă caldă menajeră.

Aproximativ 105 km din rețelele de distribuție, conectate la 27 de substații vor fi reabilitate cu conducte preizolate. în studiul de fezabilitate va fi analizată cea mal bună soluție care urmează a fi utilizată: sistemul de două conducte sau sistemul de patru conducte. Studiul de fezabilitate existent va fi actualizat, lucrările de reabilitare vor fi prioritizate și Investițiile cele mai urgente vor fi incluse în Aplicație.

• 10.3.    Indicatori chele de performanță

Indicatorii cheie de performanță, țintele șl estimarea atingerii acestora din punctul de vedere al mediului, politica din sectorul energetic și serviciul de alimentare cu căldură sunt prezentați în detaliu în Capitolul 7.9.

• 10.4.    Lista măsurilor investițlonale prioritizate

Tabelul următor prezintă investițiile propuse în ordinea priorității acestora, costurile Investiționale, perioada de implementare și sursele de finanțare propuse. Descrierea detaliată a fiecărei investiții este prezentată în Capitolul 10.2 și Capitolul 5.

Numele investiției	IMA/Iocație	Prioritate	Investiție	Sursă de finanțare	Perioada de Implementare
Ciclu combinat	IMA1	1	22,9	Comunitate + Finanțare publică națională + Municipalitatea	2009-2010
închiderea depozitului de zgură și cenușă		1	4,5	Comunitate + Finanțare publică națională + Municipalitatea	2010-2011
Varlatoare de viteză pentru pompe		2	1,55	Comunitate + Finanțare publică națională + Municipalitatea	2010
Reabilitarea centralelor de cazane locale		2	1,63	Municipalitatea	2009-2010
Reabilitarea rețelei de transport		3	16,45	Municipalitatea	2009-2012
Reabilitarea rețelelor de distribuție - partea prioritară		1	22,1	Comunitate + Finanțare publică națională + Municipalitatea	2009-2011
Reabilitarea rețelelor de distribuție - partea rămasă		3	16,4	Municipalitatea	2011-2012

Tabel 10.4-1; Lista măsurilor Investiționale prioritizate

Planul de Investiții Prioritare propus pentru finanțare prin POS Mediu Axa Prioritară 3 este prezentat în tabelul de mai jos:

Numele Investiției	IMA/Iocație	Prioritate	Cost investlțional	Sursa de finanțare	Perioada de implementare
Ciclu combinat	IMA1	1	22,9	Comunitate + Finanțare publică națională + Municipalitatea	2009-2010
închiderea depozitului de zgură șl cenușă		1	4,5	Comunitate + Finanțare publică națională + Municipalitatea	2010-2011

Variatoare de viteză pentru pompe		2	1,55	Comunitate + Finanțare publică națională + Municipalitatea	2010
Reabilitarea rețelei de distribuție - partea prioritară		1	22,1	Comunitate + Finanțare publică națională + Municipalitatea	2010-2011
Total			51,05

Finanțarea din partea Comunității va fi de 50% din totalul costurilor eligibile, în timp ce restul de 50% va fi acoperit din bugetul național (40% din partea rămasă) și din bugetul local (10% din partea rămasă).

Trebuie specificat faptul că tabelul privind costurile prezentat mai sus nu include următoarele costuri adiționale, care vor fi cuantificate în etapa de studiu de fezabilitate:

• •    management și supervizare proiect;

• •    campania de conștientizare;

• •    cheltuieli neprevăzute, rate a dobânzii etc;

• •    TVA.

AU

MM «ROUf

• 11. Plan de Acțiune pentru Implementarea proiectului

Tabelul următor prezintă un Plan de Acțiune pentru Implementarea proiectelor propuse a fi finanțate prin fonduri UE. Planul este realizat pe baza cerințelor administrative, de mediu și Instituționale în concordanță cu reglementările CE șl naționale. De asemenea, acesta respectă termenele limită privind conformarea cu cerințele de mediu potrivit POS Mediu. Tabelul prezintă acțiuni, durata acestora, termenele limită pentru realizarea acestora precum și organismul responsabil pentru aceasta.

Acțiune	Perioada	Termen limită	Organism responsabil
Elaborare SE	Noi. 2008.-Ian.2009	31 Ian.2009	Consultant AT
Elaborare Studiu de Impact	Sept. 2008 - Ian. 2009	20 Dec. 2008	Consultant AT
Elaborarea analizei instituționale	Dec. 2008-Ian.2009	20 Dec. 2008	Consultant AT
Elaborarea analizei cost-beneficiu	Sept.2008-Ian. 2009	31 Ian. 2009	Consultant AT
Elaborarea Aplicației	Mar. 2009	28 Feb. 2009	Consultant AT
Evaluarea Aplicației	Mar.-Mal 2009	30 Mal 2009	Comisia Europeană
Elaborarea dosarului de licitație pentru AT (Inclusiv a TdR)	Apr. 2009	30 Apr. 2009	Consultant AT
Elaborarea dosarului de licitație pentru contractul de achiziții {inclusiv specificațiile tehnice)	Mar.-Mal 2009	30 Mai 2009	Consultant AT
înființarea UIP și a UMP	Mar-Mai 2009	30 Mal 2009	Municipalitatea
Contractarea contractelor de AT (de la publicarea anunțului până la semnarea contractului)	lul-Dec. 2009	Dec. 2009	Municipalitatea
Contractarea de contracte de echipamente (de la publicarea anunțului până la semnarea contractului)	Iul-Dec.2009	Dec. 2009	Municipalitatea
Implementarea contractelor de AT	2010-2011	20 Dec. 2011	Consultanții aleși
Implementarea contractelor de echipamente	2010	20 Dec. 2011	Furnizorii aleși
Implementarea contractelor de lucrări	2010-2011	20 Dec. 2011	Contractor ales

B^cau - option 03

Gas turbine .Lignhe CFB and HWB

Bacau - opt ion 02

Gas turbine .Comb.Cycle and HWB

Annex 7.6-1: Operationaintenance Costs

Preturi si cheltuieli sistem centralizat Bacau

An	Preț gaz	Preț energie termica din deșeuri	Preț carbun e	Intrare PEE CET 110KV	Intrare PEE distrib 380V	Baza vânz elec.	Bonus elect	Vânz, elect.	Preț	Preț îndepărtare SO2	Salarii CET & Cheltuieli fixe
	E/1000mc	E/TJ	E/t	E/MWh	E/MWh	E/MWh	E/MWh	E/MWh	E/t	E/t	Th(e3) E/y
2008				71,5	96,1	75,32	28,70	104,02			16250,00
2009				71,5	96,1	75,32	28,00	103,32			16250,00
2010				71,5	96,1	75,32	27,40	102,72			16250,00
2011				71,5	96,1	75,32	28,80	104,12			16250,00
2012				71,5	96,1	75,32	28,40	103,72			6500,00
2013				71,5	96,1	75,32	28,00	103,32			6500,00
2014				71,5	96,1	75,32	26,70	102,02			6500,00
2015				71,5	96,1	75,32	26,60	101,92			6500,00
2016				71,5	96,1	75,32	26,30	101,62			6500,00
2017				71,5	96,1	75,32	26,30	101,62			6500,00
2018				71,5	96,1	75,32	26,30	101,62			6500,00
2019				71,5	96,1	75,32	26,30	101,62			6500,00
2020				I       71,5	96,1	75,32	0,00	75,32			6500,00
2021				71,5	96,1	75,32	0,00	75,32			6500,00
2022				71,5	96,1	75,32	0,00	75,32			6500,00
2023				71,5	96,1	75,32	0,00	75,32			6500,00
2024				71,5	96,1	75,32	0,00	75,32			6500,00
2025				71,5	96,1	75,32	0,00	75,32			6500,00
2026				71,5	96,1	75,32	0,00	75,32			6500,00
2027				71,5	96,1	75,32	0,00	75,32			6500,00
2028				71,5	96,1	75,32	0,00	75,32			6500,00

Anexa 2.6.2-1

Valori limita privind SO2, NOxși emisiile de praf rezultate din operarea IMAîn funcție de diferite tipuri de combustibili

Valori limită privind emisiile de bioxid de sulf - combustibil solid (mg/Nm³), conținut de O₂ de 6% în gazele de ardere, pentru a fi aplicate pentru IMA-urile tip I si II

Input termic (P) [MW]	Valori limită privind emisiile [mg SO/Nm3]
50£P<100	2000
100 * P < 500	2400-4P*)
Pa 500	400

în cazurile în care valorile limită privind emisiile nu pot fi respectate din cauza caracteristicilor combustibilului, trebuie atinsă o rată de desulfurizare de cel puțin 60 % în cazul centralelor cu un input termic stabilit de cel puțin sau egal cu 100 MWth, 75 % pentru centralele mai mari de 100 MWth și mai puțin sau egal cu 300 MWth și 90 % pentru centralele mai mari de 300 MWth. Pentru centrale mai mari de 500 MWth, trebuie aplicată o rată de desulfurizare de cel puțin 94 % sau cel puțin 92 % unde a intrat un contract pentru instalarea de echipamente de desulfurizare a gazelor de ardere sau de injecție de oxid de calciu iar lucrarea la instalație a început înainte de 1 ianuarie 2001.

Valori limită privind emisiile de bioxid de sulf - combustibili solizi (mg/Nm³), conținut de O₂ de 6% în gazele de ardere, pentru a fi aplicate pentru LCP-urile de tip III, cu excepția turbinelor pe gaz

Tip combustibil	Input termic (P) [MW]	Valori limită privind emisiile [mg SOaZNm3]
Biomasă	50 £ P < 100	200
	100 <P £300	200
	P>300	200
Situația generală a combustibilului solid	50£P<100	850
	100 <P £300	200
	P>300	200

în cazurile în care valorile limită de mai sus privind emisiile nu pot fi respectate din cauza caracteristicilor combustibilului, instalațiile trebuie să respecte o valoare limită de 300 mg/Nm3 SO2 sau o rată de desulfurizare de cel puțin 92 % în cazul centralelor cu un input termic stabilit de cel puțin sau egal cu 300 MWth. în cazul centralelor cu un input termic mai mare de 300 MWth trebuie atinsă o rată de desulfurizare de cel puțin 95 %, în același timp trebuind să se aplice o valoare limită maximă admisibilă privind emisiile de 400 mg/Nm3.

Valori limită privind emisiile de bioxid de sulf - combustibili lichizi (mg/Nm³), conținut de O₂ de 3% în gazele de ardere, pentru a fi aplicate pentru IMA-urile de tip I, II și III

Input termic (P) [MW]	Valori limită privind emisiile [mg SOj/Nm3]
	Tipurile I și II	Tip III
50SP<100	1700	850
100 P < 500	3650-6.5P*)	400-200
P>= 500	400	200

Valori limită privind emisiile de bioxid de sulf - combustibili gazoși (mg/Nm³) conținut de O₂ de 3% în gazele de ardere, pentru a fi aplicate pentru IMA-urile de tip I, II și HI

Tip combustibil gazos	Valori limită privind emisiile [mg SCWNm3]
	Tipuri I și II	Tip III
Combustibil în general gazos	35	35
Gaz lichefiat	5	5
Gaz cu putere calorifică mică din cuptorul de cocs	800	400
Gaz din fumai cu putere calorifică mică		200

Valori limită privind emisiile de oxizi de azot (NOx) - măsurat ca NO2 - pentru combustibili solizi (conținut de O₂ de 6% în gaze de ardere) și combustibili lichizi și gazoși (conținut de O₂ de 3% în gazele de ardere), pentru a fi aplicate pentru IMA-uri de tipul I și II

Tip combustibil	Input termic (P) [MW]	Valoare limită privind emisiile [mg NOx/Nm3]
Solid	50 - 500	600
	>500	500
Solid (valori limită privind emisiile aplicabile după 1 ianuarie 2016)	50-500	600
	>500	200
Lichid	50-500	450
	>500	400
Gazos	50-500	300

Tip combustibil	Input termic (P) [MW]	Valoare limită privind emisiile [mg NOx/Nm3]
	>500	200

J Până la 31 decembrie 2015, VLE este de 600 mg/Nm³ pentru IMA-urile de tip I și II, cu un input termic mal mare de 500 MW, care nu funcționează mai mult de 2.000 ore pe an (pe baza unui calcul mediu pe 5 ani), începând cu anul 2008.

VLE este de 450 mg/Nm³ pentru IMA-urile de tip I și II, cu un input termic mai mare de 500 MW, care nu funcționează mai mult de 1.500 ore pe an (pe baza unui calcul mediu pe 5 ani), începând cu 1 ianuarie 2016.

fl Până la 1 ianuarie 2018, IMA-urile de tip I și II, care au funcționat 12 luni înainte de 1 ianuarie 2001 și care după această dată vor continua să funcționeze utilizând combustibili solizi cu mai puțin de VOC, trebuie să se conformeze cu o VLE de 1.200 mg/Nm³.

Valori limită privind emisiile de oxizi de azot (NOx) pentru a fi aplicate pentru IMA-uri de tip III (cu excepția turbinelor pe gaz)

Combustibili solizi (conținut de O₂ de 6% în gazele de ardere)

Tip combustibil	Input termic (P) [MW]	Valorile limite privind emisiile [mg NOx/Nm3]
Biomasă	50 5 P< 100	400
	100 <P 5 300	300
	P >300	200
Situația generală privind combustibilii gazoși	50 5 P< 100	400
	100 <P 5 300	200
	P>300	200

Combustibili gazoși (conținut de O₂de 3% în gazele de ardere)

Tip combustibil	Input termic (P) [MW]	Valori limită privind emisiile [mg NOx/Nm3]
Combustibili în general lichizi	50 5 P < 100	400
	100 <P 5 300	200
	P >300	200

Combustibili gazoși (conținut de O₂de 3% în gazele de ardere)

Tip combustibil	Input termic (P) [MW]	Valori limită privind emisiile [mg NOx/Nm3]
Gaz natural	50 £ P £ 300	150
	P>300	100
Alți combustibili gazoși	50 £ P S 300	200
	P>300	200

Valori limită privind emisiile de oxizi de azot (NOx) pentru a fi aplicate pentru turbinele pe gaz de tip III, doar pentru o funcționare la o capacitate mai mare de 70% din capacitate (conținut de O₂ de 15 % în gazele de ardere)

Tip combustibil	Input termic (P) [MW]	Valori limită privind emisiile [mg NOx/Nm3]
Gaz natural*)	P >50	50 **)
Combustibil lichid	P>50	120
Combustibili lichizi, alții decât gazul natural	P>50	120

• *)    Compoziția gazului natural constă în principal în metan și maxim 20% volum inert gaze și alți constituenți.

• ** ) Dacă eficiența turbinei pe gaz este determinată pe baza unor condiții de sarcină ISO, VLE pentru NOx este de 75 mg/Nm³, în următoarele situații:

• -    turbine pe gaz utilizate în sisteme de cogenerare (sisteme combinate de energie termică și energie electrică) cu o eficiență per ansamblu mai mare de 75 %;

• -    turbine pe gaz utilizate în sisteme de cogenerare cu o eficiență anuală medie mai mare de 55 %;

• -    turbine pe gaz pentru acționare mecanică,

Pentru turbinele cu gaz, neîncadrarea în niciuna dintre categoriile de mai sus, însă având o eficiență mai mare de 35 %~ determinată pe baza unor condiții ISO - valoarea limită privind emisiile va fi de 50*q/35 unde q este eficiența turbinei pe gaz exprimată sub formă de procent (și pe baza unor condiții de sarcină ISO).

Turbine pe gaz pentru uz în caz de urgențe care funcționează mai puțin de 500 ore pe an sunt excluse din aceste valori limită. Operatorul unor astfel de centrale trebuie să depună la uaoritatea competenetă pentru protecția mediului un raport anual privind orele de funcționara

Valori limită privind emisiile de praf pentru a fi aplicate pentru IMA-uri de tip I și II, pentru combustibili solizi (conținut de O₂ de 6% în gazele de ardere) și combustibili lichizi și gazoși (conținut de O₂ de 3% în gazele de ardere)

Tip combustibil	Input termic (P) [MW]	Valori limită privind emisiile [mg NOx/Nm3]
Solid	PS500	50**)

Tip combustibil	Input termic (P) [MW]	Valori limită privind emisiile [mg NOx/Nm3]
	P<500	100
Lichid*)	Toate instalațiile	50
Gazos	Toate instalațiile	5 - ca regulă generală 10 - pentru gazele de ardere 50 - pentru gazele rezultate din industria metalurgică care ar putea fi utilizate în alte locații

*) Pentru instalațiile cu un input termic mai mic de 500 MW, care utilizează combustibil lichid cu un conținut de cenușă mai mare de 0,06% se poate aplica o VLE de 100 mg/Nm³.

**) Pentru instalațiile menționate în HG 541/1003, cu un input termic egal cu sau mai mare de 500 MW, care utilizează combustibil solid cu o valoare calorifică mai mică de 5.800 KJ/kg, umiditate mai mare de 45% din greutate, conținut de umiditate și cenușă mai mare de 60% din greutate și un conținut de oxizi de calciu mai mare de 10% se poate aplica o VLE de 100 mg/.

Valori limită privind emisiile de praf (mg/Nm³) pentru a fi aplicate pentru IMA-uri de tip ill, cu excepția turbinelor de gaz

Tip combustibil	Input termic (P) [MW]	Valori limită privind emisiile [mg NOx/Nm3]
Combustibil solid, conținut de O2 de 6%	50 £ P < 100	50
	P>100	30
Combustibil lichid, conținut de O2 de 3%	505 P< 100	50
	P>100	30
Gaze de ardere	P>50	10
Gaze din indutria metalurgică utilizate în alte IMA-uri	P >50	30

an I

Anexa 2.6.6-2

Negocierea Tratatului de Aderare

NEGOCIERI PENTRU ADERAREA LA UNIUNEA EUROPEANĂ A ROMÂNIEI Șl A BULGARIEI

Bruxelles, 31 Martie 2005

• 3. 32001 L 0080: Directiva 2001/80/EC a Parlamentului European și a Consiliului European din data de 23 octombrie 2001 cu privire la limitarea anumitor emisii poluante de către marile uzine cu ardere de combustibil (OJ L 309, 27.11.2001, p. 1), rectificată prin:

• -12003 T : Act ce privește condițiile aderării și corectarea Tratatului- Aderarea Cehiei, Estoniei, Ciprului, Letoniei, Lituaniei, Ungariei, Maltei, Poloniei, Sloveniei și Slovaciei (OJ L 236, 23.9.2003, p. 33).

• (a)    Prin derogare de la articolul 4(3) și a părții A din Anexa III și IV a Directivei 2001/80/EC, valorile limită ale emisiilor de dioxid de sulf nu se vor aplica în România până la data indicată pentru fiecare uzină în parte, după cum urmează:

Până la 31 decembrie 2008:

S.C. ELECTROCENTRALE DEVA SA Nr. 1, 4 cazane electrice x 264 MWth

Până la 31 decembrie 2008:

S.C. TERMOELECTRICA SE DOICEȘTI Nr. 1, cazane cu abur x 470 MWth

Până la 31 decembrie 2010

S.C. COMPLEXUL ENERGETIC CRAIOVA S.E. CRAIOVA II - Nr. 1,2 cazane x 396,5 MWth

S.C. COMPLEXUL ENERGETIC TURCENI SA Nr. 2,2 cazane electrice x 789 MWth

S.C. COMPLEXUL ENERGETIC TURCENI SA Nr. 3,2 cazane electrice x 789 MWth

S.C. TERMOELECTRICA SE PAROȘENI Nr. 2, 1 cazane cu abur Benson x 467 MWth + 1 cazane cu apa caldă x 120 MWth

RAAN, FILIALA ROMAG TERMO NR. 2, 3 cazane x 330 MWth

S.C. COLTERM SA Nr. 7,1 cazane cu apă caldă x 116 MWth

Până la 31 decembrie 2011:

CET ARAD Nr. 2, 2 cazane industriale cu abur x 80 MWth

S.C. COMPLEXUL ENERGETIC CRAIOVA S.E. CRAIOVA II - Nr. 2,2 CAF x 116 MWth + 2 x CR 68 MWth

S.C. COMPLEXUL ENERGETIC ROVINARl SA No. 2, 2 cazane cu abur x 879 MWth

S.C. TERMOELECTRICA GIURGIU Nr. 1, 3 cazane energetice cu aburi x 285 MWth

S.C. ELECTROCENTRALE DEVA SA Nr. 2, 4 cazane electrice x 264 MWth

S.C. PETROTEL-LUKOIL SA Nr. 1, 2 DAV3 + HPM 1 x 45 MWth + 14,7 MWth + 11,4 MWth

S.C. PETROTEL-LUKOIL SA No. 2,3 cazane cu abur tehnologic x 105,5 MWth

S.C. C.E.T. GOVORA No. 3,1 cazan x 285 MWth

Până la 31 decembrie 2012:

SC ELCEN BUCUREȘTI VEST Nr. 1, 2 cazane cu abur x 458 MWth

SC COMPLEXUL ENERGETIC CRAIOVA S.E. IȘALNIȚA, 4 cazane x 473 MWth

Până la 31 decembrie 2013:

CET ARAD Nr. 1,1 cazan cu abur x 403 MWth

S.C. ELECTROCENTRALE ORADEA SA Nr. 2,2 cazane cu abur în grup x 300 MWth + 269 MWth

S.C. TERMOELECTRICA SA, SUCURSALA ELECTROCENTRALE BRĂILA, 6 cazane cu abur x 264 MWth

S.C. CET BRAȘOV SA No. 1, 2 cazane x 337 MWth

S.C. ELCEN BUCUREȘTI SUD Nr. 1,4 cazane cu abur x 287 MWth

S.C. ELCEN BUCUREȘTI SUD Nr. 2,2 cazane cu abur x 458 MWth

S.C. ELCEN BUCUREȘTI PROGRESUL Nr. 1, 4 cazane cu abur x 287 MWth

S.C. COMPLEXUL ENERGETIC ROVINARl SA Nr. 1,2 cazane cu abur x 878 MWth

S.C. ELECTROCENTRALE DEVA SA Nr. 3,4 cazane electrice x 264 MWth

S.C. C.E.T. IAȘI II, 2 cazane cu abur x 305 MWth

S.C. UZINA ELECTRICĂ ZALĂU Nr. 1,4 cazane industriale cu abur x 85,4 MWth

S.C.TERMICA S.A SUCEAVA Nr. 1, 2 cazane x 296 MWth

S.C. COLTERM SA Nr. 5,1 cazan cu apă caldă x 116,3 MWth

S.C. COLTERM SA Nr. 6, 3 cazane cu abur x 81,4 MWth

S.C. C.E.T. GOVORA Nr. 2, 2 cazane x 285 MWth

în timpul acestei perioade de tranziție, emisiile de dioxid de sulf provenite din uzinele cu ardere de combustibil, în conformitate cu Directiva 2001/80/EC, trebuie să se înscrie în următoarele limite:

-până în 2007: 540 000 tone SO2/an;

-până în 2008: 530 000 tone SO2/an;

-până în 2010: 336 000 tone SO2/an;

-până în 2013:148 000 tone SO2/an.

• (b)    Prin derogare de la Articolul 4(3) și a părții A din Anexa VI a Directivei 2001/80/EC, valorile limită ale emisiilor de oxid de azot nu se vor aplica în România până la data indicată pentru fiecare uzină în parte, după cum urmează:

Până la 31 decembrie 2008:

S.C. ARPECHIM PITEȘTI Nr. 2,1 cazan BW x81 MWth

S.C. ARPECHIM PITEȘTI Nr. 3,4 cazane x 81 MWth

PRODITERM BISTRIȚA^ cazane cu apă caldă x 116 MWth + 2 cazane cu abur x 69 MWth

S.C. C.E.T. BRAȘOV SA Nr.1,2 cazane x 337 MWth

REGIA AUTONOMĂ DE TERMOFICARE CLUJ, 2 cazane cu apă caldă x 116 MWth

S.C. TERMOELECTRICA GIURGIU Nr. 1, 3 cazane energetice cu abur x 285 MWth

S.C. TERMOELECTRICA GIURGIU Nr. 2, 2 cazane industriale cu abur x 72 MWth

S.C. ELECTROCENTRALE DEVA SA Nr. 1,4 cazane electrice x 264 MWth

S.C. COLTERM SA No. 2,1 cazane cu apă caldă x 58,1 MWth

Până la 31 decembrie 2009:

CET ARAD Nr. 1,1 CR cazane cu abur x 403 MWth

CET ENERGOTERM SA REȘIȚA Nr. 2,1 cazane cu apă caldă x 58 MWth

S.C. TERMICA TÂRGOVIȘTE, 1 cazane cu apă caldă x 58,15 MWth

S.C. COMPLEXUL ENERGETIC CRAIOVA S.E. CRAIOVAII - No. 1,2 cazane x 396,5 MWth

S.C. CET IAȘI l No. 2, 2 cazane cu abur x 283 MWth

S.C. UZINA ELECTRICA ZALĂU No. 3, 1 cazane cu abur x 72,3 MWth

Până Ea 31 decembrie 2010:

S.C. ELECTROCENTRALE ORADEA SA Nr 1, 2 cazane cu abur în grup x 127 MWth + 269 MWth

S.C. C.E.T SA Nr. 2 Brăila, 2 cazane x 110 MWth

CET ENERGOTERM SA REȘIȚA Nr. 1,2 cazane x 45,94 MWth

S.C. UZINA TERMOELECTRICĂ MIDIA Nr. 2,1 cazan x 73 MWth

S.C. UZINA TERMOELECTRICĂ MIDIA Nr. 3,1 cazan x 73 MWth

S.C. UZINA TERMOELECTRICĂ MIDIA Nr. 4,1 cazan x 73 MWth

S.C. TERMOELECTRICA SE DOICEȘTI Nr. 1,1 cazan cu abur Benson x 470 MWth

S.C. ELECTROCENTRALE GALAȚI Nr. 3, 3 cazane electrice x 293 MWth

S.C. TERMOELECTRICA SE PAROȘENI Nr. 2, 1 cazan cu abur x 467 MWth + 1 cazan cu apă caldă x 120 MWth

S.C. CET IAȘI I Nr. 1,3 cazane cu abur x 94 MWth

S.C. TERMICA SA SUCEAVA Nr. 1, 2 cazane x 296 MWth

S.C. TURNU SA TURNU MĂGURELE No. 1, 1 cazan cu apă caldă x 58 MWth

S.C. TURNU SA TURNU MĂGURELE No. 2,1 cazan cu apă caldă x 58 MWth

S.C. ENET SA No. 1,3 cazane x 18,5 MWth

S.C. ENET SA No. 2,1 cazan cu apă caldă x 58 MWth

Până la 31 decembrie 2011:

CET ARAD Nr. 2, 2 cazane Industriale cu abur + 1 cazan x 80 MWth

S.C. TERMON SA ONEȘTI, 3 cazane x 380 MWth

S.C. CET SA Nr. 1 BRĂILA, 2 cazane x 110 MWth

S.C. TERMICA SA Nr. 1 BOTOȘANI, 3 cazan cu apă caldă x 116 MWth

S.C. ELCEN BUCUREȘTI SUD Nr. 12,2 cazan cu apă caldă x 116 MWth

S.C. ELCEN BUCUREȘTI SUD Nr. 16,1 cazan cu apă caldă x 116 MWth

CET ENERGOTERM SA REȘIȚA Nr. 4,1 cazan cu apă caldă x 58 MWth

S.C, ELCEN BUCUREȘTI SE PALAS Nr. 1, cazan cu apă caldă x 116 MWth

S.C. COMPLEXUL ENERGETIC CRAIOVA SE IȘALNIȚA, 4 cazane x 473 MWth

S.C. ELECTROCENTRALE DEVA SA Nr. 2, 4 cazane electrice x 264 MWth

S.C,CET IAȘI I Nr. 3, 4 cazan cu apă caldă x 116 MWth

RAAN, BRANCH ROMAG TERMO Nr. 1,3 cazane x 330 MWth

RAAN, BRANCH ROMAG TERMO Nr. 2,3 cazane x 330 MWth

S.C. ROMPETROL SA BUCUREȘTI VEGA PLOIEȘTI, 3 cazane cu abur tehnologic x 24,75 MWth

S.C, PETROTEL-LUKOIL SA Nr. 1, 2 DAV3 + HPM, 1 x 45 MWth + 14,7 MWth + 11,4 MWth

S.C. PETROTEL-LUKOIL SA Nr. 2, 3 cazane cu abur tehnologic x 105,5 MWth

S.C. UZINA ELECTRICĂ ZALĂU Nr, 1,4 cazan industrial cu abur x 85,4 MWth

S.C. COLTERM SA Nr. 4,1 cazan cu apă caldă x 116,1 MWth

S.C. C.E.T. GOVORA Nr. 3,1 cazan x 285 MWth

Până la 31 decembrie 2012:

CET ENERGOTERM SA REȘIȚA Nr. 3,1 cazan cu apă caldă x 116 MWth

S.C. ELCEN BUCUREȘTI SE PALAS Nr. 2,1 cazan cu apă caldă x 116 MWth

S.C. ELCEN BUCUREȘTI SE MUREȘ Nr, 5,4 cazane cu abur x 277 MWth

S.C. COLTERM SA Nr. 6,3 cazane cu abur x 81,4 MWth

Până la 31 decembrie 2013:

S.C. TERMOELECTRICA SA, SUCURSALA ELECTROCENTRALE BRĂILA, 6 cazane cu abur x 264 MWth

S.C, ELCEN BUCUREȘTI SUD Nr. 14,1 cazan cu apă caldă x 116 MWth

S.C. ELCEN BUCUREȘTI SE PALAS Nr. 3,1 cazan cu apă caldă x 116 MWth

S.C. ELECTROCENTRALE GALAȚI Nr. 2, 2 cazane electrice x 293 MWth

S.C. ELECTROCENTRALE DEVA SA Nr. 3, 4 cazane electrice x 264 MWth

S.C. ELCEN BUCUREȘTI SE MUREȘ Nr. 1,1 cazan cu abur x 277 MWth

S.C. ELCEN BUCUREȘTI SE MUREȘ Nr. 4, 1 cazan cu abur x 277 MWth

S.C. COLTERM SA Nr. 5,1 cazan cu apă caldă x 116,3 MWth

S.C. COLTERM SA Nr. 7,2 cazane cu apă caldă x 116,3 MWth

S.C. C.E.T. GOVORA Nr. 2, 2 cazane x 285 MWth

S.C. ENET SA VRANCEA Nr. 3,1 cazan cu apă caldă x 116,3 MWth

în timpul acestei perioade de tranziție, emisiile de oxid de azot provenite din uzinele cu ardere de combustibil, în conformitate cu Directiva 2001/80/EC, trebuie să se înscrie în următoarele limite:

-până în 2007:128 000 tone /an;

-până în 2008:125 000 tone /an;

-până în 2010:1T4 000 tone /an;

-până în 2013: 112 000 tone/an.

• (c)    Prin derogare de la Articolul 4(3) și a părții A din Anexa VI a Directivei 2001/80/EC, valorile limită ale emisiilor de praf nu se vor aplica în România până la data indicată pentru fiecare uzină în parte, după cum urmează:

Până la 31 decembrie 2008:

S.C. ELECTROCENTRALE DEVA SA Nr. 1,4 cazane electrice x 264 MWth

S.C. C.E.T. IAȘI II, 2 cazane cu abur x 305 MWth

Până la 31 decembrie 2009: ____ _________

S.C. TERMOELECTRICA GIURGIU Nr. 1, 3 cazane cu abur x 285 MWth

S.C. COLTERM SA Nr. 6, 3 cazane cu abur x 81,4 MWth

Până la 31 decembrie 2010:

CET ARAD Nr. 1,1 cazan cu aburi x 403 MWth

S.C. CET BRAȘOV SA No. 1,2 cazane x 337 MWth S.C. TERMOELECTRICA DOICEȘTI No. 1,1 cazane cu abur Benson x 470 MWth

S.C. COMPLEX ENERGETIC TURCENI SA No. 2,2 cazane electrice x 789 MWth

S.C. TERMICA SA SUCEAVA No. 1,2 cazane x 296 MWth

S.C. CET GOVORA SA No. 3,1 cazan x 285 MWth

Până la 31 decembrie 2011'

S.C. COMPLEX ENERGETIC CRAIOVA SE CRAIOVA ll-Nr. 2,2 CAFx 116 MWth + 2 CR x 68 MWth

S.C. COMPLEX ENERGETIC ROVINARI SA Nr. 2, 2 cazane cu abur x 879 MWth

S.C. ELECTROCENTRALE DEVA SA Nr. 2, 4 cazane electrice x 264 MWth

S.C. PETROTEL LUKOIL SA Nr. 1, DAV3 + HPM, 1 x 45 MWth +14,7 MWth + 11,4 MWth

S.C. PETROTEL LUKOIL SA Nr. 2, 3 cazane tehnologice cu abur x 105,5 MWth

S.C. ALUM SA TULCEA No.1, 3 cazane x 84,8 MWth +1 x 72,6 MWth

S.C. CET GOVORA SA No. 2,2 cazane x 285 MWth

CENTRALE ORADEA SA No. 2,2 steam group steam boilers x 300 MWth +1 x 269 MWth

Până la 31 decembrie 2013:

S.C. COMPLEX ENERGETIC Rovinari SA Nr. 1, 2 cazane cu abur x 878 MWth

S.C. ELECTROCENTRALE DEVA SA Nr. 3,4 cazane electrice x 264 MWth

S.C. UZINA ELECTRICA ZALAU Nr. 1,4 cazane cu abur x 85,4 MWth

S.C. ELECTROCENTRALE ORADEA SA Nr. 2,2 cazane cu abur în grup x 300 MWth + 1 x 269 MWth

în această perioadă de tranziție, emisiile de praf de la toate uzinele cu ardere de combustibil trebuie să se conformeze Directivei 2001/80/EC și trebuie să se înscrie în următoarele limite:

-până în 2007: 38 600 tone /an;

• -    până în 2008: 33 800 tone /an;

• -    până în 2010:23 200 tone /an;

• -    până în 2013:15 500 tone / an.

• (d) Prin derogare de la Articolul 4(3) și a părții A din Anexa VI a Directivei 2001/80/EC, valorile limită ale emisiilor de oxid de azot aplicabile de la 1 ianuarie 2016 pentru uzine cu o putere calorică consumată nominală mai mare de 500 MWth nu se va aplica în România mai devreme de 31 decembrie 2017 în cazul următoarelor instalații:

S.C. ELECTROCENTRALE ORADEA SA Nr. 2, 2 cazane cu abur în grup x 300 MWth + 1 cazan cu abur x 269 MWth;

S.C. ELECTROCENTRALE DEVA SA Nr. 2, 4 cazan electric x 264 MWth;

S.C. COMPLEXUL ENERGETIC ROVINARI SA Nr. 2, 2 cazan cu abur x 879 MWth;

S.C. COMPLEXUL ENERGETIC TURCENI SA Nr. 3,2 cazan electric x 789 MWth;

S.C. ELECTROCENTRALE DEVA SA Nr. 1, 4 cazan electric x 264 MWth;

S.C. TERMICA SA SUCEAVA, No. 1,2 cazane x 296 MWth.

în timpul acestei perioade de tranziție, emisiile de oxid de azot pentru toate uzinele cu ardere de combustibil, în conformitate cu Directiva 2001/80/EC, se vor înscrie în următoarele limite:

-până la 2016: 80 000 tone/an;

-până în 2017: 74 000 tone/an.

Anexa 2.6.2-3

Valori limita, margo, toleranțe și termene limită pentru SO2, NOx și praf în aer

Ordinul de ministru 592/2002 privind aprobarea Regulamentului care stabilește valorile limită, valorile prag și criteriile și metodele de evaluare pentru bioxidul de sulf, bioxidul de azot și oxizii de azot, materie particule (PM₁₀ and PM₂.₆), plumb, benzen, monoxid de carbon și ozon în aer.

Valorile limită, marjele, toleranțele și termenele limită. Valorile limită trebuie exprimate în pg/m³. Volumul trebuie exprimat în condiții standard (temperatură de 293 K și presiune de 101.3 kPa).

1. Bioxid de sulf

'	Perioadă de mediere a valorilor	Valoare limită [pg/m3]	Marjă de toleranță [pg/m3]	Termen limită
1. Valoare limită din oră în oră pentru protecția sănătății populației	1 oră	350 - a nu fi depășită de mai mult de 24 de ori într-un         an calendaristic	150 (43%) în urma intrării în vigoare a acestui Ordin, redusă la 1 ianuarie 2004 și apoi la fiecare 12 luni prin procente anuale egale pentru a atinge 0% până la 1 ianuarie 2007	0101-2007
2. Valoare limită zilnică        pentru protecția sănătății populației	24 ore	125 - a nu fi depășită de mai mult de 3 ori într-un           an calendaristic	Niciuna	01.01.2007
3. Valoare limită pentru protecția ecosistemului	An calendaristic și iarnă         (1 octombrie-31 martie)	20	Niciuna	01.01.2007

• 2.    Bioxid de azot și oxizi de azot

  	Perioadă de mediere a valorilor	Valoare limită [pg/m3]	Marjă de toleranță [pg/m3]	Termen limită
  1. Valoare limită din oră în oră pentru protecția sănătății populației	1 oră	200 - a nu fi depășită de mai mult de 18 ori într-un           an calendaristic	100 (50%) în urma intrării în vigoare a acestui Ordin, redusă la 1 ianuarie 2005, și apoi la fiecare 12 luni prin procente anuale egale pentru a atinge 0% până la 1 ianuarie 2010	01.01.2010
  2. Valoare limită anuală      pentru protecția sănătății	An calendaristic	40	20 pg/m3 (50%) în urma intrării în vigoare a acestui Ordin, redusă la 1 ianuarie	01.01.2010

  	Perioadă de mediere a valorilor	Valoare limită [pg/m3]	Marjă de toleranță [pg/m3]	Termen limită
  populației			ianuarie 2005, șt apoi la fiecare 12 luni prin procente anuale egale pentru a atinge 0% până la 1 ianuarie 2010
  3. Valoare limită anuală      pentru protecția vegetației	An calendaristic	30	Niciuna	01.01.2007

3. Materie particule (PM₁₀)

	Perioadă de mediere a valorilor	Valoare limită [Mg/m3]	Marjă de toleranță [pg/m3]	Termen limită
Etapa 1
1. Valoare limită zilnică pentru protecția sănătății populației	24 ore	50 - a nu fi depășită de mai mult de 35 de ori de-a lungul unui an calendaristic	25 (50%) în urma intrării în vigoare a acestui Ordin, redusă la 1 ianuarie 2005 și apoi la fiecare 12 luni prin procente anuale egale pentru a atinge 0% până la 1 ianuarie 2007	01.01.2007
2. Valoare limită anuală pentru protecția sănătății populației	An calendaristic	40	25 (50%) în urma intrării în vigoare a acestui Ordin, redusă la 1 ianuarie 2005 și apoi la fiecare 12 luni prin procente anuale egale pentru a atinge 0% până la 1 ianuarie 2007	01.01.2007
Etapa 2
1. Valoare limită zilnică pentru protecția sănătății populației	24 ore	50 - a nu fi depățită de mai mult de 7 ori de-a lungul unui an calendristic	A fi dedusă din date și să fie echivalentă cu valoarea limită din Etapa 1	01.01.2010
2. Valoare limită anuală pentru protecția sănătății populației	An calendaristic	20	10 (50%) la 1 ianuarie 2007, și apoi redusă la fiecare 12 luni prin procente anuale egale pentru a atinge 0% până la 1 ianuarie 2010	01.01.2010

Anexa 2.6.2-4

Depozite pentru deșeuri industriale nepericuloase cu încetarea activității de depozitare a deșeurilor lichide după termenele limită specificate

Județ	Operator	Depozit	Termen limită încetare activitate
Arad	SC CET Arad	Arad___________	31.12.2013
BIHOR	SC ELECTROCENTRALE ORADEA SA	Șantăul Mic	31.12.2013
BIHOR	SC ELECTROCENTRALE ORADEA SA	Șantăul Mic	31.12.2013
BIHOR	SC ELECTROCENTRALE ORADEA SA	Șantăul Mic	31.12.2013
DĂMBOVITA	SC TERMOELECTRICA SA - SE Doicești	Doicești	31.12.2008
DOLJ	COMPLEXUL ENERGETIC CRAIOVA - SE Cralova	Valea Mănăstirii	31.12.2009
DOLJ	COMPLEXUL ENERGETIC CRAIOVA - SE Ișalnița	Ișalnița II	31.12.2009
DOLJ	COMPLEXUL ENERGETIC CRAIOVA - SE Ișalnița	Ișalnița I	31.12.2009
GIURGIU	SC Uzina Termoelectrică Giurgiu SA	Giurgiu	31.12.2011
GORJ	SC COMPLEXUL ENERGETIC ROVINARI SA	Cicani - Betereaga	31.12.2008
GORJ	SC COMPLEXUL ENERGETIC TURCENI	Valea Ceplea	31.12.2012
GORJ	SC COMPLEXUL ENERGETIC TURCENI	Valea Ceplea	31.12.2012
HUNEDOARA	SC ELECTROCENTRALE DEVA SA	Bejan	31.12.2010
HUNEDOARA	SC ELECTROCENTRALE DEVA SA - SE Paroșeni	Căprișoara	31.12.2009
IAȘI	CET II Iași	Holboca	31.12.2013
MEHEDINȚI	RAAN Dr. Tr. Severin -Sucursala ROMAG - TERMO	Dr. Tr. Severin	31.12.2008
SĂLAJ	SC Uzina Electrică Zalău	Hereclean - Panic	31.12.2013
SUCEAVA	SC TERMICA SA Suceava	Suceava	31.12.2009
VÂLCEA	SC CET Govora SA	Govora	31.12.2012
ALBA	SC BEGA UPSOM Ocna Mureș	Ocna Mureș	31.12.2007
TULCEA	SC ALUM Tulcea	Tulcea	31.12.2010
VÂLCEA	SC UZINELE SODICE Govora	Govora	31.12.2012

Echipament	Producător	TiP	Anul de punere în funcțiune	Puterea electrică [MWe]	Puterea termică [MWt]	Caracteristici
Unitate în regim compus cu turbină pe gaz	TURBOMACH (Elveția)	TBM T130	2008	14	22	A se vedea tabelul 1 pentru turbine pe gaz și tabelul 1.1 pentru compresor
	OHL Technologies GmbH	Cazan de recuperare a energiei termice				A se vedea tabelul 2
Cazan pe apă caldă	LOOS International	UT-L 3700			3	A se vedea tabelul 1 Acest cazan încă nu este în funcțiune.
Schimbătoare de căldură		plates	2008		3x12.5	Fără date suplimentare

Tabel 1 - date tehnice principale ale turbinei pe gaz -

Nr.	Numele caracteristicii		U.M.	Valoare	Observații
1	2		3	4	5
1	Tipul turbinei pe gaz/		-	TBM T 130/ TURBOMACH (Elveția)
	producător
3.	Tipul combustibilului		-	Gaz natural	Fără combustibil auxiliar
4.	Presiunea nominală a combustibilului		bar	25,5
5.	Presiunea minimă a combustibilului		bar	22,0
6.	Debitul nominal al combustibilului		kWt	41074,14
7.	Putere electrică nominală		kWe	14761
8.	Putere electrică minimă		kWe	3721 -
9.	Rația nominală de compresiune			17,656
10.	Temperatura gazului de evacuare	La intrare în turbină	°C	Nu se menționează
		La ieșire din turbină		500	în condiții ISO
11.	Debitul nominal al gazului de evacuare		kg/ s	48,35	în condiții ISO
12.	Eficiența nominală (în condiții ISO)		%	33,89	Valoare conform testelor de performanță
13.	Variația eficienței electrice a turbinei pe gaz la temperatura exterioară		-	A se vedea tabelul 1.2 de mai jos, conform Turbomach

Nr.	Numele caracteristicii		U.M.	Valoare	Observații
1	2		3	4	5
14.	Debitul nominal de energie termică furnizat de turbină		kWt	26259,7	Pentru o temperatură de evacuare = 519°C.
15.	Emisii NOx specifice		mg/Sm3	36	Pentru un volum de 15 % O2 în gazul de evacuare
16.	Nivelul de zgomot		dB	<75	Pe o distanță de lm de turbină
17.	Greutatea turbinei	Fără CREȚ		91000	Xxxx X- Xxxxx de recuperare a energiei termice
		cu CREȚ		Nu se menționează
18.	Anul de punere în funcțiune		An	2008
19	Ore de funcționare		Ore	779
20	Stare actuală		-	în folosință

Tabel 1.1- principalele date tehnice pentru compresor

Nr.	Numele caracteristicii	U.M.	Valoare
1	2	3	4
1	Tipul de compresor/ model	-	Compresor cu spirală și injecție / ELT 321/900
	Producător		Eltacon Engineering BV
2	Fluid de funcționare	-	Gaz natural uscat
3	Gaz de contaminare	-	Mărimea partlculelor< 5 microni
4	Masă molară	kg/kmol	16,44
	__________Regimul de funcționare al compresorului{1:
5	Sarcina de proiectare	%	100	89
6	Puterea electrică	kW	900	900
7	Puterea de aspirare	bar	1,5	1,5
8	Temperatura de aspirare	°C	5	15
9	Presiunea de furnizare	bar	26	26
10	Temperatura de furnizare	°C	50	50
11	Viteza rotorului principal	rpm	2975	2975
12	Viteza motorului	rpm	2975	2975
13	Debit standard	Sm3/h	4512	4015
14	Greutatea debitului (uscat)	kg/h	3312	2947
15	Puterea la cuplaj	kW	792	737
16	Debitul de ulei	1/ min	600	600
17	Căldura disipată prin ulei	kw	658	612
18	Debitul apel de răcire^2	m3/h	65	65

(1 - regimul garantat este de 100%. Alte date sunt aproximative. în termenii unor condiții garantate impuse de "randament de 100% " , debitul aspirat are o toleranță de proiectare de +4/-0 % șl o toleranță a puterii la cuplaj de +4/-4%.

• (2 - debitul de apă de răcire este bazat pe realizarea unui circuit închis de răcire cu apă aferent compresorului.

  Temperatura exterioară	°C	6,9	15	40
  Rata de căldură	kJ/kWh	10177	10231	11700

Tabel 2 - date tehnice principale ale cazanului de recuperare a energiei termice

Nr.	Numele caracteristicii		U.M.	Valoare	Observații
1	2		3	4	5
1	Tipul cazanului de recuperare a energie termice (CREȚ)			cazan de recuperare a energiei termice fără ardere suplimentară	A se vedea prescurtările
2	Tipul		-	Cazan de recuperare a energiei termice
	Producător			OHL Technologies GmbH
3	Tipul de producere a energiei termice și parametrii:	Apă caldă (temperatură de retur/temperatură de furnizare)	°C	65/90
4	Debit de energie termică CREȚ	Apă caldă	kWt	21247,8
5	Temperatura gazului de evacuare	Intrare în CREȚ	°C	500
		Ieșire din CREȚ		88
6	Diagrama caracteristică a CREȚ		-	A se vedea tabelul 2.1 și fig. 2.2 de mai jos	Conform testelor de performantă
7	Greutate		kg	32000

Abrevieri pentru tabelul 2: CREȚ - cazan cu recuperare a energiei termice

Tabel 2.1

Capacitatea turbinei	%	100	75	50
Puterea termică a CREȚ	kWt	15060	11187	3721
Puterea electrică a turbinei pe gaz	kWe	21247,8	17972,6	11105,5

Tabel 3 - cazane pe apă caldă LOOS-L 3700

Nr.	Numele caracteristicii		U.M.	Valoare	Observații
1	2		3	4	5
1	Tipul cazanului pe apă caldă (CPAC)		*	UT-L 3700
2	tipul		-	cazan pe apă caldă
	producător			LOOS International
3	Tipul energiei termice și parametrii:	Apă         caldă (temperatură de retur/temperatură de furnizare)	°c	60 / 105
4	Debitul de apă		m3/h	134
5	Debit minim de apă			41
6	Presiunea de funcționare		bar	5
7	Eficiență		%	93,2
8	Temperatura gazelor de evacuare		°C	178
9	Debitul gazelor de evacuare		Sm3/h	3750
10	Nivelul de zgomot		dB(A)	87
11	greutate		kg	5600

8.2. Lista instalațiilor și repartizărilor propuse pentru limitele admise pentru 2008-2012

Nr	Numele instalației	Numele operatorului	Județ	Activitatea principală	Sector	Repartizare 2008-2012	Obs
1	SC Termoelectrica SASE Borzești	SC Termoelectrica SA	Bacău	Producția de electricitate	Energetic	1249518
2	SC Termoelectrica SASE Brăila	SC Termoelectrica SA	Brăila	Producția de electricitate	Energetic	2659181
3	SC Termoelectrica SASE Dolceștl	SC Termoelectrica SA	Dâmbovița	Producția de electricitate	Energetic	1978746
4	SC Complexul energetic Craiova SA - SE Isalnita	SC Complexul energetic Craiova SA	Dolj	Producția de electricitate	Energetic	13526693	(5)
5	SC Complexul Energetic Rovinari SA	SC Complexul Energetic Rovinari SA	Gorj	Producția de electricitate	Energetic	24222537	(5)
6	SC Complexul Energetic Turceni SA	SC Complexul Energetic Turceni SA	Gorj	Producția de electricitate	Energetic	28183496	(5)
7	SC Electrocentrale București SA- SE Mureș- CTE lemut	SC Electrocentrale București SA	Mureș	Producția de electricitate	Energetic	5159772
8	SC CET ARAD SA- CET Lignit	SC CET ARAD SA-CET	Arad	Producția de electricitate și căldură	Energetic	2142508
9	SC CET ARAD SA- CET Hidrocarburi	SC CET ARAD SA	Arad	Producția de electricitate și căldură	Energetic	175181	(4)
10	SC TERMOFICARE 2000- Pitești Sud	SC TERMOFICARE 2000	Argeș	Producția de electricitate și căldură	Energetic	1018755
11	SC TERMOFICARE 2000- Găvana	SC TERMOFICARE 2000	Argeș	Producția de electricitate și căldură	Energetic	695926	(4)
12	SC TERMON SRL	SC TERMON SRL	Bacău	Producția de electricitate șl căldură	Energetic	567709
13	SC CET SA Bacău- Inst. nr. 1	SC CET SA Bacău	Bacău	Producția de electricitate și căldură	Energetic	1389809
14	SC CET SA Bacău- Inst. nr. 2	SC CET SA Bacău	Bacău	Producția de căldură	Energetic	37093
15	SC UZINA TERMICA COMĂNEȘTI SA	SC UZINA TERMICA COMĂNEȘTI SA	Bacău	Producția de căldură	Energetic	64734
16	SC Electrocentrale Oradea SA	SC Electrocentrale Oradea SA	Bihor	Producția de electricitate S1 căldură	Energetic	5459362	(4)
17	DirecDIa de Termoficare a Municipiului BistriDa	DlrecDia de Termoficare a Municipiului	Bistrița Năsăud	Producția de căldură	Energetic	18669

Nr	Numele instalației	Numele operatorului	Județ	Activitatea principală	Sector	Repartizare 2008-2012	Obs
		Bistrița
18	SC TERMICA SA BOTODANI	SC TERMICA SA	Botoșani	Producția de electricitate și căldură	Energetic	424490	(4)
19	SC CET Bradov SA-CET BraClov	SC CET Bradov SA	Brașov	Producția de electricitate șl căldură	Energetic	1736507
20	SC CET Bradov SA- CT METROM	SC CET Bradov SA	Bradov	Producția de căldură	Energetic	122532
21	SC CET Brăila	SC CET Brăila	Brăila	Producția de electricitate și căldură	Energetic	696456	(4)
22	Regia Autonomă Municipală "RAM" Buzău	Regla Autonomă Municipală "RAM" Buzău	Buzău	Producția de căldură	Energetic	274896
23	SC Electrocentrale Bucuredtl SA- SE Bucu reciti- CET Progresu	SC Electrocentrale Bucuredtl SA	Bucuredtl	Producția de electricitate șl căldură	Energetic	2551615	(4)
24	SC Electrocentrale Bucuredtl SA- SE Bucure ti- CET Bucuredti Vest	SC Electrocentrale Bucuredtl SA	Bucuredtl	Producția de electricitate șl căldură	Energetic	3093315	(4)
25	SC Electrocentrale Bucuredti SA- SE Bucuredtl- CET Titan	SC Electrocentrale Bucuredtl SA	Bucuredtl	Producția de electricitate și căldură	Energetic	384881	(4)
26	SC Electrocentrale Bucuredtl SA- SE Bucuredtl- CET Grozăvedti	SC Electrocentrale Bucuredtl SA	Bucuredtl	Producția de electricitate șl căldură	Energetic	1471989	(4)
27	SC Electrocentrale Bucuredtl SA- SE Bucuredtl- CET Bucuredtl Sud	SC Electrocentrale Bucuredtl SA	Bucuredtl	Producția de electricitate șl căldură	Energetic	7303352	(4)
28	SC VEST ENERGO	SC VEST ENERGO	Bucuredtl	Producția de electricitate și căldură	Energetic	171656	(4)
29	R.A.D.E.T.- centrala CTZ Casa Presei	R.A.D.E.T. Bucure ti	Bucuredtl	Producția de căldură	Energetic	151304
30	SC Electrocentrale Bucuredtl- SE Constanda- CET PALAS	SC Electrocentrale Bucuredtl SA	Bucuredtl	Producția de electricitate și căldură	Energetic	2854168 1	(4)
31	Centrala Termică de Zonă	Regia Autonomă de Termoficare Cluj-Napoca	Cluj	Producția de căldură	Energetic	94492
32	CCNE CT ZONA SOMES NORD	SC COLONIA CLUJ-NAPOCA ENERGY SRL	Cluj	Producția de electricitate și căldură	Energetic	155796	(4)
33	SC CET ENERGOTERM REdldA SA	SC CET ENERGOTERM REdldA SA	Carad Severi n	Producția de electricitate și căldură	Energetic	388694	(4)
34	SC TERMICA SA	SC TERMICA SA	Dâmbovid	Producția de	Energetic	299391	(4)

Nr	Numele instalației	Numele operatorului	Județ	Activitatea principală	Sector	Repartizare 2008-2012	Obs
	TÂRGOVIDTE	TÂRGOVIDTE	a	electricitate și căldură
35	SC Complexul Energetic Cralova SA- SE Craiova II	Complexul Energetic Craiova	Dolj	Producția de electricitate și căldură	Energetic	7225171	(5)
36	Sc Uzina Termica Calafat SA	Sc Uzina Termica Calafat SA	Dolj	ProducDia de căldură	Energetic	56130
37	SC ELECTROCENTRALE GALAȚI SA	SC ELECTROCENTRAL E GALAȚI SA	GalaDi	Producția de electricitate și căldură	Energetic	4799382
38	SC Uzina Termoelectrică Giurgiu SA	SC Uzina Termoelectrică Giurgiu SA	Giurgiu	Producția de electricitate șl căldură	Energetic	1112089
39	SC Uzina de Agent Termic Di Alimentare cu Apă	SC Uzina de Agent Termic Ui Alimentare cu Apă	Gorj	ProducDia de căldură	Energetic	172611
40	SC Termoelectrica SASE PăroDeni	SC Termoelectrica SA	Hunedoara	Producția de electricitate și căldură	Energetic	3935172	(4)
41	SC Electrocentrale Deva SA	SC Electrocentrale Deva SA	Hunedoara	Producția de electricitate șl căldură	Energetic	18438247	(4)
42	SC Acvacalor SA Brad	SC Acvacalor SA Brad	Hunedoara	ProducDia de căldură	Energetic	77061
43	SC CET IACI SA CET laDi I	SC CET IADI	laDi	Producția de electricitate și căldură	Energetic	1291348	(4)
44	SC CET IACII SA CET laDi II	SC CET IADI	laDi	Producția de electricitate și căldură	Energetic	2205883	(4)
45	R.A.A.N. Sucursala ROMAG TERMO	R.A.A.N. Sucursala ROMAG TERMO	MehedinDi	Producția de electricitate și căldură	Energetic	11325522	(4)
46	SC Enrgomur SA, Centrala Termică nr.2 Dâmbul Pietros	SC Enrgomur SA,	MureD	ProducDia de căldură	Energetic	27809	(5)
47	SC DALKIA TERMO PRAHOVA SRL, Punct de lucru Brazi	SC DALKIA TERMO PRAHOVA SRL	Prahova	Producția de electricitate și căldură	Energetic	2282274	(4)
48	SC UZINA ELECTRICA ZALAU SA	SC UZINA ELECTRICA ZALAU SA	Sălaj	Producția de electricitate și căldură	Energetic	533768
49	SC CET Govora	SC CET Govora	Vâlcea	Producția de electricitate și căldură	Energetic	7255965	(4)
50	SC TERMICA VASLUI SA	SC TERMICA VASLUI SA	Vaslui	ProducDia de căldură	Energetic	179965	(5)
51	SC TERMICA SA Suceava- CET pe huila	SC TERMICA SA Suceava	Suceava	Producția de electricitate șl căldură	Energetic	2013805	(5)
52	SC TERMICA SA Suceava- CT pe	SC TERMICA SA Suceava	Suceava	ProducDia de căldură	Energetic	166948

Nr	Numele instalației	Numele operatorului	Județ	Activitatea principală	Sector	Repartizare 2008-2012	Obs
	hidrocarburi
53	SC SERVICII COMUNALE SA RĂDĂUDI centrala TERMICĂ	SC SERVICII COMUNALE SA RĂDĂUQI	Suceava	ProducDia de căldură	Energetic	68868
54	SC Terma-Serv SRL CAF 5M	SC Terma-Serv	Teleorman	ProducOia de căldură	Energetic	55365
55	CET TIMIȘOARA CENTRU	SC COLTERM SA	TimiD	Producția de electricitate și căldură	Energetic	717921	(4)
56	CTTIMICOARA SUD	SC COLTERM SA	TimlQ	Producția de căldură	Energetic	946075
57	CAF NR. 1	SC ENERGOTERM TULCEA SA	Tulcea	Produci ia de căldură	Energetic	76551
58	SC ENETSA FOCOANI	SC ENET SA FOCDANI	Vrancea	Producția de electricitate șl căldură	Energetic	512890	(4)
59	SC GHCL UPSOM ROMANIA SA	SC GHCL UPSOM ROMANIA SA	Alba	Industria chimică	Energetic	652820	(4)
60	SC KRONOSPAN SEBES SA	SC KRONOSPAN SEBES SA	Alba	Industria lemnului	Energetic	143706
61	SC KRONOSPAN SEPAL SA	SC KRONOSPAN SEPAL SA	Alba	Industria lemnului	Energetic	315668
62	SC HOLYINDUSTRIE SCHWEIGHOFER SRL	SC HOLYINDUSTRIE SCHWEIGHOFER SRL	Alba	Industria lemnului	Energetic	0	(3)
63	SC Automobile Dada SA	SC Automobile Dacia SA	Argeș	Industria constructoar e de mașini	Energetic	874283	(5)
64	Stația de dezbenzinare Merișani	PETROM SA+ Membru OMV GRUP	Argeș	Industria petrolieră	Energetic	108429
65	SC Chimcomplex SA Borzești- Instalații ardere	SC Chimcomplex SA Borzești	Bacău	Industria chimica	Energetic	179277	(5)
66	SC AMURCO SRL Bacău	SC AMURCO SRL Bacău	Bacău	Brașov	Energetic	3721439
67	Centrala termică SC AEROSTAR SA BACĂU	SC AEROSTAR SA BACĂU	Bacău	Industria aeronautică	Energetic	24394
68	SC DIANA FOREST SA-FIL MĂRGINENI	SC DIANA FOREST SA BACĂU	Bacău	Industria lemnului	Energetic	0	(3)
69	SC DIANA FOREST SA-FIL ONEȘTI	SC DIANA FOREST SA BACĂU	Bacău	Industria lemnului	Energetic	0	(3)
70	SC European Food SA	SC European Food SA	Bihor	Industria alimentară	Energetic	323318
71	SC Electropreclzla SA-Centrala termică	SC Electropreclzla SA	Brașov	Industria electrotehnic ă	Energetic	20617
72	SC Viromet SA	SC Viromet SA	Brașov	Industria	Energetic	344320

Nr	Numele instalației	Numele operatorului	Județ	Activitatea principală	Sector	Repartizare 2008*2012	Obs
				chimica
73	SC IAR SA	SC IAR SA	Brașov	Industria aeronautică	Energetic	22583
74	SC Nltrofertillzer SA Făgăraș	SC Nitrofertllizer SA Făgăraș	Brașov	Industria chimica	Energetic	78447
75	SC NITROSERVICE SA	SC NITROSERVICE SA	Brașov	Industria chimica	Energetic	251846
76	SC PROMEX Brăila	SC PROMEX Brăila	Brăila	Industria metalelor feroase	Energetic	28253
77	SC Nusco Imobiliaria SRL CET	SC Nusco Imobiliaria SRL	București	Industria lemnului	Energetic	388100	(4)
78	SC CET GRIVITA SRL	SC CET GRIVITA SRL	București	Producția de electricitate și căldură	Energetic	224045	(4)
79	SC URSUS BREWERIES SA Sucursala Buzău	SC URSUS BREWERIES SA Sucursala Buzău	Buzău	Industria alimentară	Energetic	39779
80	SC AGRANA ROMÂNIA SA BUZĂU	SC AGRANA ROMÂNIA SA BUZĂU	Buzău	Industria alimentară	Energetic	326542	(4)
81	SC UCM Reșița SA Punct de lucru Platforma ABC	SC UCM Reșița SA	Caraș Severln	Industria constructoar e de mașini	Energetic	26084
82	SC UCM Reșița SA Punct de lucru Calnlcel	SC UCM Reșița SA	Caraș Severi n	Industria constructoar e de mașini	Energetic	16839
83	SC Zahăr SA Călărași	SC Zahăr SA Călărași	Călărași	Industria alimentară	Energetic	98756
84	SC Uzina Termoelectrică Midia SA	SC Uzina Termoelectrică Midia SA	Constanța	Industria petrolieră	Energetic	1259574
85	Societatea Națională „ N u cl ea re lect r i ca"SA-Dlrecția CNE Cernavodă	Societatea Națională „Nucleare lectrica" SA- Direcția CNE Cernavodă	Constanța	Producția de electricitate și căldură	Energetic	54284
86	SC Terapia SA	SC Terapia SA	Cluj	Industria farmaceutică	Energetic	41150
87	SC Carbochlm SA	SC Carbochlm SA	Cluj	Industria produselor abrazive	Energetic	16119
88	SC ARGILLON ROMÂNIA SA	SC ARGILLON ROMÂNIA SA	Cluj	Industria ceramică	Energetic	120822
89	SC ROM PETROL Petrochemicals SRL	SC ROMPETROL Petrochemicals SRL	Constanța	Industria petrochimică	Energetic	494068
90	Secția Terminal Midia	PETROM SA- Membru OMV GRUP	Constanța	Industria petrolieră	Energetic	79483
91	Platforma Fixă Centrală	PETROM SA-		Industria	Energetic	313034

Nr	Numele instalației	Numele operatorului	Județ	Activitatea principală	Sector	Repartizare 2008-2012	Obs
	de Producție (PFCP), Secția 6 Producție, Secția 7 Producție	Membru OMV GRUP	Constanța	petrolieră
92	SC Oțel INOX SA	SC Oțel INOX SA	Dâmbovița	Industria metalelor feroase	Energetic	313034
93	Bateria 6 Gorgoteni	PETROM SA- Membru OMV GRUP	Dâmbovița	Industria petrolieră	Energetic	88370
94	Bateria 1 Moreni	PETROM SA-Membru OMV GRUP	Dâmbovița	Industria petrolieră	Energetic	41776
95	Bateria 30 Pâscov	PETROM SA-Membru OMV GRUP	Dâmbovița	Industria petrolieră	Energetic	40169
96	PETROM SA-Combinatul DOUCHIM Cralova	PETROM SA-Membru OMV GRUP	Dolj	Industria petrolieră	Energetic	40169
97	SC CARGILL OILS SA PODARI	SC CARGILL OILS SA PODARI	Dolj	Industria alimentară	Energetic	200837
98	Dezbenzinare Craiova	PETROM SA-Membru OMV GRUP	Dolj	Industria petrolieră	Energetic	68120
99	COMPRESOARE SLĂVUȚA	PETROM SA-Membru OMV GRUP	Dolj	Industria petrolieră	Energetic	159389
100	COMPRESOARE BĂRBĂTEȘTI	PETROM SA-Membru OMV GRUP	Gorj	Industria petrolieră	Energetic	126127
101	COMPRESOARE BULBUCENI	PETROM SA-Membru OMV GRUP	Gorj	Industria petrolieră	Energetic	12874
102	COMPRESOARE BUSTUCHIN	PETROM SA-Membru OMV GRUP	Gorj	Industria petrolieră	Energetic	126070
103	CENTRALA IPROM, STAȚII COMPRESOARE	PETROM SA-Membru OMV GRUP	Gorj	Industria petrolieră	Energetic	156455
104	DEETANIZARE TURBUREA	PETROM SA-Membru OMV GRUP	Gorj	Industria petrolieră	Energetic	198429
105	SC EXPUR SA URZICENI	SC EXPUR SA URZICENI	Ialomița	Industria alimentară	Energetic	41365
106	SC EXPUR SA URZICENI, P.L. Slobozia	SC EXPUR SA URZICENI	Ialomița	Industria alimentară	Energetic	62383
107	SC AMONIL SA	SC AMONIL SA	Ialomița	Industria chimică	Energetic	786495
108	SC MARR SUGAR ROMANIA SRLUrziceni	SC MARR SUGAR ROMANIA SRL	Ialomița	Industria alimentară	Energetic	88053
109	SC ULTEX SA	SC ULTEX SA	Ialomița	Industria alimentară	Energetic	75313
110	SC REMAR SA Pașcani	SC REMAR SA	Iași	Industria	Energetic	23900

Nr	Numele instalației	Numele operatorului	Județ	Activitatea principală	Sector	Repartizare 2008-2012	Obs
		Pașcani		materialelor rulante
111	SC DANUBIANA SA	SC DANUBIANA SA	Ilfov	Industria pneurilor	Energetic	150396
112	United Romanian Brewerles Bereprod SRL	United Romanian Brewerles Bereprod SRL	Ilfov	Industria alimentară	Energetic	30839
113	CUPROM SA Bucureștl-Sucursala Baia Mare	CUPROM SA Bucureștl-Sucursala Baia Mare	Maramureș	Industria metalelor neferoase	Energetic	96224
114	SC CILDRO SERVICE SRL	SC CILDRO SERVICE SRL	Mehedinți	Industria lemnului	Energetic	14560
115	SC Zahărul SA Luduș	SC Zahărul SA Luduș	Mureș	Industria alimentară	Energetic	116801
116	SC Azomureș SA	SC Azomureș SA	Mureș	Industria îngrășămintelor chimice	Energetic	5348045	(4)
117	SC Mobex SA	SC Mobex SA	Mureș	Industria lemnului	Energetic	9385
118	SC Prolemn SA	SC Prolemn SA	Mureș	Industria lemnului	Energetic	0	(3)
119	SC Yarnea SRL Centrala Termică	SC Yarnea SRL	Neamț	Industria chimică	Energetic	180262
120	SC AGRANA ROMANIA SA BUZĂU SUCURSALA ROMAN	SC AGRANA ROMANIA SA BUZĂU SUCURSALA ROMAN	Neamț	Industria alimentară	Energetic	548368	(4)
121	ArcelorMittal TUBULAR PRODUCTS Roman SA	ArcelorMittal TUBULAR PRODUCTS Roman SA	Neamț	Industria metalelor neferoase	Energetic	402929
122	SC ZAHĂR CORABIA SA	SC ZAHĂR CORABIA SA	Olt	Industria alimentară	Energetic	143930	(4)
123	SC IGO CARACAL SA	SC IGO CARACAL SA	Olt	Producția de căldură	Energetic	81873
124	SC ALRO SA (SEDIU SECUNDAR)	SC ALRO SA	Olt	Industria metalelor neferoase	Energetic	471942	(5)
125	SC T.M.K.- ARTROMSA	SC T.M.K.-ARTROM SA	Olt	Industria metalelor feroase	Energetic	271361	(5)
126	SC Pirelli Tyres Remania SRL	SC Pirelli Tyres Remania SRL	Olt	Industria pneurilor	Energetic	172022
127	SC ELECTROCARBON SA	SC ELECTROCARBON SA	Olt	Industria produselor carbonifere	Energetic	109770
128	SC ALRO SA	SC ALRO SA	Olt	Industria metalelor neferoase	Energetic	359820
129	Stația de Tratare Titei	PETROM SA-	Olt	Industria	Energetic	32071

Nr	Numele Instalației	Numele operatorului	Județ	Activitatea principală	Sector	Repartizare 2008-2012	Obs
	Icoana, Secția MTT Gaze, Unitatea Ciurești	Membru OMV GRUP		petrolieră
130	SC VICTORIA SA	SC VICTORIA SA	Prahova	Industria pneurilor	Energetic	146857
131	Unitatea de Producție Petrolieră Boldești, Secția Gaze, Bateria 17 Boldești -Scăieni	PETROM SA-Membru OMV GRUP	Prahova	Industria petrolieră	Energetic	80336
132	SC ARDEALUL SA	SC ARDEALUL SA	Satu Mare	Industria alimentară	Energetic	26940
133	SC UNIO SA	SC UNIO SA	Satu Mare	Echipamente tehnologice	Energetic	140576
134	SILVAN IA	SILVANIA	Sălaj	Industria pneurilor	Energetic	77787
135	SC SILCOTUB SA Zalău	SC SILCOTUB SA Zalău	Sălaj	Industria metalelor feroase	Energetic	150792
136	SC Enercompa SRL	SC Enercompa SRL	Sibiu	Producția de electricitate și căldură	Energetic	59583	(4)
137	Centrala termică SC FACOS SA	SC FACOS SA Suceava	Suceava	Industria alimentară	Energetic	102506	(5)
138	SC KOYO România SA	SC KOYO România SA	Teleorman	Industria constructoar e de mașini	Energetic	60448
139	SC DONAU CHEM SRL	SC DONAU CHEM SRL	Teleorman	Industria chimică	Energetic	1922365
140	SC Continental AP SRL	SC Continental AP SRL	Timiș	Industria pneurilor	Energetic	90584
141	CENTRALA TERMICĂ DEZBENZINARE CALACEA	PETROM SA-Membru OMV GRUP	Timiș	Industria petrolieră	Energetic	119173
142	SC Mondial SA	SC Mondial SA	Timiș	Industria ceramică	Energetic	118243
143	SecțiaCET; Instalația CALCINARE Al(OH)3	SC ALUM SA TULCEA	Tul cea	Industria metalelor neferoase	Energetic	3755950	(5)
144	SC RULMENȚI SA	SC RULMENȚI SA	Vaslui	Industria constructoar e de mașini	Energetic	274509	(4)
145	SC Oltchim SA	SC Oltchim SA	Vâlcea	Industria chimică	Energetic	431185	(1)
146	SC Laminate SA București- Sucursala Focșani	SC Laminate SA București -Sucursala Focșani	Vrancea	Industria metalelor feroase	Energetic	40424
147	Combinatul Petrochimic ARPECHIM Pitești	PETROM SA- Membru OMV GRUP	Argeș	Industria petrolieră	Rafinării	7594821
148	SC RAFO SA	SC RAFO SA	Bacău	Industria petrolieră	Rafinării	3522367
149	SC Rompetrol Rafinare SA	SC Rompetrol Rafinare SA	Constanța	Industria petrolieră	Rafinării	3378467

Nr	Numele instalației	Numele operatorului	Județ	Activitatea principală	Sector	Repartizare 2008-2012	Obs
150	SC Rom petrol Rafinare SA, Punct de lucru Rafinăria Vega Ploiești	SC Rompetrol Rafinare SA	Prahova	Industria petrolieră	Rafinării	270628
151	PETROBRAZI	PETROM SA-Membru OMV GRUP	Prahova	Industria petrolieră	Rafinării	8102697	(4)
152	SC PETROTEL-LUKOIL SA	SC PETROTEL-LUKOIL SA	Prahova	Industria petrolieră	Rafinării	3958169	(6)
153	SC Rafinăria Astra Romana SA	SC Rafinăria Astra Romana SA	Prahova	Industria petrolieră	Rafinării	748195
154	SC RAFINĂRIA STEAUA ROMÂNĂ SA CÂMPINA	SC RAFINĂRIA STEAUA ROMÂNĂ SA CÂMPINA	Prahova	Industria petrolieră	Rafinării	249034
155	SC PETROCHEMICAL TRADING SRL	SC PETROCHEMICAL TRADING SRL	Prahova	Industria petrolieră	Rafinării	993744	(5)
156	SC METALURGICA SA	SC METALURGICA SA	Alba	Industria metalelor feroase	Producția Și procesar ea metalelor feroase	63285
157	SC SATURN SA	SC SATURN SA	Alba	Industria metalelor feroase	Producția Și procesar ea metalelor feroase	20856
158	SC DOOSAN IMGB SA	SC DOOSAN IMGB SA	București	Industria metalelor feroase	Producția Șl procesar ea metalelor feroase	610535
159	SC Semifabricate SA	SC Semifabricate SA	Brașov	Industria metalelor feroase	Producția Și procesar ea metalelor feroase	204127
160	SC TMK-REȘIȚA SA	SC TMK-REȘIȚA SA	Caraș-Severin	Industria metalelor feroase	Producția Și procesar ea metalelor feroase	516596
161	SC Ductil Steel SA Buzău- Punct de Lucru Oțelu Roșu	SC Ductil Steel SA Buzău	Caraș-Severin	Industria metalelor feroase	Producția Șl procesar ea metalelor feroase	196679

Nr	Numele instalației	Numele operatorului	Județ	Activitatea principală	Sector	Repartizare 2008-2012	Obs
162	SC UCM Turnate SRL	SC UCM Turnate SRL	Caraș-Severin	Industria metalelor feroase	Producția Și procesar ea metalelor feroase	29815
163	SC DONASID SA	SC DONASID SA	Călărași	Industria metalelor feroase	Producția Și procesar ea metalelor feroase	196067	(5)
164	SC Mechel Câmpia Turzli SA	SC Mechel Câmpia TurzH SA •	Cluj	Industria metalelor feroase	Producția Și procesar ea metalelor feroase	703630	(5)
165	ARCELORMITTAL GALAȚI SA	ARCELORMITTAL GALAȚI SA	Galați	Industria metalelor feroase	Producția Șl procesar ea metalelor feroase	56677866	(5)
166	ARCELORMITTAL HUNEDOARA SA	SC ARCELORMITTAL HUNEDOARA SA	Hunedoara	Industria metalelor feroase	Producția Și procesar ea metalelor feroase	1190490	(5)
167	SC SMR SA Balș	SC SMR SA Balș	Olt	Industria metalelor feroase	Producția Șl procesar ea metalelor feroase	265071
168	SC UPETROM 1 MAI SA	SC UPETROM 1 MAI SA	Prahova	Industria metalelor feroase	Producția Și procesar ea metalelor feroase	34095
169	SC TURNĂTORIA CENTRALĂ ORION SA	SC TURNĂTORIA CENTRALĂ ORION SA	Prahova	Industria metalelor feroase	Producția Șl procesar ea metalelor feroase	26252
170	SC Mechtel Târgovlște SA	SC Mechtel Târgoviște SA	Dâmbovița	Industria metalelor feroase	Producția Și procesar ea metalelor	918925

Nr	Numele instalației	Numele operatorului	Județ	Activitatea principală	Sector	Repartizare 2008-2012	Obs
					feroase
171	SC Carmehouse Holding SRL Brașov- Punct de lucru Valea Mare Pravat	SC Carmehouse Holding SRL Brașov	Argeș	Producția de var	Var	985872
172	SC Prescon BV SA Fabrica de Lime Stejeriș	SC Prescon BV SA	Brașov	Producția de var	Var	630951
173	SC Simcor Lime SA Oradea- Punct de lucru Medgidia	SC Simcor Lime SA Oradea	Constanța	Producția de var	Var	325615
174	SC Carmeuse Holding SRL Brașov- Punct de lucru Fienl	SC Carmeuse Holding SRL Brașov	Dâmbovlța	Producția de var	Var	987042
175	SC Simcor Lime SA Oradea- Punct de lucru TG-JIu	SC Simcor Urne SA Oradea	Gorj	Producția de var	Var	424962
176	SC Carmeuse Holding SRL Brașov- Punct de lucru Chiscadaga	SC Carmeuse Holding SRL Brașov	Hunedoara	Producția de var	Var	724196
177	ARCELORMITTAL HUNEDOARA SA	ARCELORMITTAL HUNEDOARA SA	Hunedoara	Industria Cimentului	Ciment	301090	(5)
178	SC Holcim (România) SA- Cement Câmpulung	SC Holcim (România) SA	Argeș	Industria Cimentului	Ciment	3520085	(5)
179	SC Holcim (România) SA- Cement Aleșd	SC Holcim (România) SA	Bihor	Industria Cimentului	Ciment	7032106	(5)
180	Lafarge Cement (România) SA- Punct de lucru Hoghiz	Lafarge Cement (România) SA	Brașov	Industria Cimentului	Ciment	6530426	(5)
181	Lafarge Cement (România) SA- Punct de lucru Medgidia	Lafarge Cement (România) SA	Constanța	Industria Cimentului	Ciment	11761349
182	SC Carpatcement Holding SA- Sucursala Fienl	SC Carpatcement Holding SA	Dâmbovlța	Industria Cimentului	Ciment	4520654	(5)
183	SC Carpatcement Holding SA- Sucursala Deva	SC Carpatcement Holding SA	Hunedoara	Industria Cimentului	Ciment	3589000	(5)
184	SC Carpatcement Holding SA- Sucursala Bicaz	SC Carpatcement Holding SA	Neamț	Industria Cimentului	Ciment	3673265	(5)
185	SC STIROM SA	SC STIROM SA	București	Industria sticlei	Sticlă	408392
186	SC FIROS SA	SC FIROS SA	București	Industria sticlei	Sticlă	60674
187	SC SAINT GOBAIN GLASS ROMANIA SRL	SC SAINT GOBAIN GLASS ROMANIA SRL	Călărași	Industria sticlei	Sticlă	624415
188	SC GECSAT SA	SC GECSAT SA	Mureș	Industria sticlei	Sticlă	99042
189	SC OMEGA PRODCOM SRL	SC OMEGA PRODCOM SRL	Mureș	Industria sticlei	Sticlă	39544	(5)
190	SC STIMET SA	SC STIMET SA	Mureș	Industria sticlei	Sticlă	152064

Nr	Numele instalației	Numele operatorului	Județ	Activitatea principală	Sector	Repartizare 2008-2012	Obs
191	SC GES GLASS SRL-BOLDEȘTI SCĂIENI	SC GES GLASS SRL	Prahova	Industria sticlei	Sticlă	234177
192	SC Helios SA Punct de lucru Aștileu	SC Helios SA	Bihor	Industria ceramică	Ceramică	41557
193	SC TERAPLAST GP SA	SC TERAPLAST GP SA	Blstrlța-Năsăud	Industria ceramică	Ceramică	8643	(5)
194	SC LASSELSBERGER SA BUCUREȘTI	SC LASSELSBERGER SA	București	Industria ceramică	Ceramică	139139
195	KRONBERGER GRUP SA Sătuc	KRONBERGER GRUP SA	Buzău	Industria ceramică	Ceramică	34564
196	SC EURO CĂRĂMIDA SA	SC EURO CĂRĂMIDA SA	Bihor	Industria ceramică	Ceramică	24051
197	SC REFRACERAM SRL-Punct de lucru Reșița	SC REFRACERAM SRL	Caraș Seve rin	Industria ceramică	Ceramică	7555
198	SC SANEX SA	SC SANEX SA	Cluj	Industria ceramică	Ceramică	258460
199	SC CERCON ĂRIEȘUL SA	SC CERCON ARIEȘUL SA	Cluj	Industria ceramică	Ceramică	57302
200	SC DE PRODUSE CERAMICE SA Gherla	SC DE PRODUSE CERAMICE	Cluj	Industria ceramică	Ceramică	17247
201	SC Prefab Construct SRL Cobadlm	SC Prefab Construct SRL	Constanța	Industria ceramică	Ceramică	12914
202	SC Soceram SA București- Sucursala Doi cești	SC Soceram SA București	Dâmbovlța	Industria ceramică	Ceramică	51800
203	SC WIENERBERGER Sisteme de cărămizi SRL- Punct de lucru Gura Ocniței	SC WIENERBERGER Sisteme de cărămizi SRL	Dâmbovița	Industria ceramică	Ceramică	104885
204	SC „C-C.C.F." SA BUCUREȘTI- Punct de lucru Agenția CCCF Blocuri Ceramice „Dunapor"	SC „C.C.C.F.* SA BUCUREȘTI	Giurgiu	Industria ceramică	Ceramică	11528
205	SC Macofll SA	SC Macofll SA	Gorj	Industria ceramică	Ceramică	32134	(5)
206	SC REFRACERAM SRL Punct de lucru Baru	SC REFRACERAM SRL	Hunedoara	Industria ceramică	Ceramică	10461
207	SC CERAM MATERIAL CONSTRUCT SRL	SC CERAM MATERIAL CONSTRUCT SRL	Ialomița	Industria ceramică	Ceramică	1378
208	SC Soceram SA Sucursala Urzlceni	SC Soceram SA	Ialomița	Industria ceramică	Ceramică	65702
209	SC Ce ram ies SA IAȘI	SC .Ceramîcs SA IAȘI	Iași	Industria ceramică	Ceramică	191587	(5)
210	KRONBERGER GRUP SA SĂTUC SUCURSALA TARGU MUREȘ	SC KRONBERGER GRUP SA SĂTUC SUCURSALA TARGU MUREȘ	Mureș	Industria ceramică	Ceramică	88894
211	SC CARS SA- Secția 1-Hercules	SC CARS SA	Mureș	Industria ceramică	Ceramică	43544

Nr	Numele instalației	Numele operatorului	Județ	Activitatea principală	Sector	Repartizare 2008-2012	Obs
212	SC CARS SA- Secția 1-Dâmbău	SC CARS SA	Mureș	Industria ceramică	Ceramică	46050
213	SC „SICERAM" SA	SC „SICERAM" SA	Mureș	Industria ceramică	Ceramică	106707
214	SC „VULTURUL" SA	SC „VULTURUL" SA	Prahova	Industria ceramică	Ceramică	12783
215	SC CEMACON SA	SC CEMACON SA	Sălaj	Industria ceramică	Ceramică	124089
216	SC WIENERBERGER Sisteme de cărămizi SRL- Punct de lucru Sibiu	SC WIENERBERGER Sisteme de cărămizi SRL	Sibiu	Industria ceramică	Ceramică	194054
217	SC DUNAV INTERNATIONAL CONSTRUCT SRL	SC DUNAV INTERNATIONAL CONSTRUCT SRL	Timiș	Industria ceramică	Ceramică	17888
218	SC LASSELSBERGER SA Punct de lucru Lugoj	SC LASSELSBERGER SA	Timiș	Industria ceramică	Ceramică	45534
219	SC Fabrica de cărămizi SRL Vaslui	SC Fabrica de cărămizi SRL Vaslui	Vaslui	Industria ceramică	Ceramică	3392
220	SC Celhart Donaris SA	SC Celhart Donaris SA	Brăila	Industria hârtiei și a pastel de hârtie	Hârtie și pastă de hârtie	363520
221	SC SOMES SA DEJ	SC SOMES SA DEJ	Cluj	Industria hârtiei și a pastel de hârtie	Hârtie șl pastă de hârtie	351475	(4)
222	SC CELROM SA	SC CELROM SA	Mehedinți	Industria hârtiei și a pastei de hârtie	Hârtie șl pastă de hârtie	260459
223	SC AMBRO SA	SC AMBRO SA	Suceava	Industria hârtiei și a pastei de hârtie	Hârtie șl pastă de hârtie	787342	(4)
224	SC PEHART TEC SA	SC PEHART TEC SA	Alba	Industria hârtiei șl a pastel de hârtie	Hârtie șl pastă de hârtie	55309
225	SC Letea SA Bacău	SC Letea SA Bacău	Bacău	Industria hârtiei șl a pastei de hârtie	Hârtie șl pastă de hârtie	217311
226	SC ECOPAPER SA	SC ECOPAPER SA	Brașov	Industria hârtiei și a pastel de hârtie	Hârtie și pastă de hârtie	93726	(5)
227	SC COMCEH SA	SC COMCEH SA	Călărași	Industria hârtiei și a pastei de	Hârtie șl pastă de hârtie	111021

Nr	Numele Instalației	Numele operatorului	Județ	Activitatea principală	Sector	Repartizare 2008-2012	Obs
				hârtie
228	SC PETROCART SA	SC PETROCART SA	Neamț	Industria hârtiei și a pastel de hârtie	Hârtie și pastă de hârtie	108760
229	SC VRANCART SA	SC VRANCART SA	Vrancea	Industria hârtiei șl a pastei de hârtie	Hârtie și pastă de hârtie	100488
	SC Oltchim SA	SC Oltchim SA	Vâlcea	Producția de var	Var	528585	(1)
	Repartizare totală					349671593
	Note
	(1) Instalații cu repartizări din două sectoare: energie și var
	(2) Instalații ce ies din plan începând cu 2008
	(3) Instalații pe biomasă
	(4) Instalații cu bonus de cogenerare
	(5) Instalații cu bonus reacție rapidă

Anncx 5.12-2: Boler-GM snglnscOfnpirtMi

Mwtor Plan termoficare Bacau, calculata prețului de producție.

|tehnologii de producere a energie termice In sfotem descentralizat

Hote

• 1.    Om «w w nwnfcnaaz» afondev* «unt utRuH Mo do tete 'irateaa oonorotoora do OMfgte termica te Metrica, vatema 120.0&.0T d "InfonnM prMnd     cpnfousUbMri 4 an«gW termica

ol tubvsntM, DocMnbria2aKr, sntduMTVA'*.

• 2.    Sa uttttal rate te icNmb vMtarEumfton dh tetembrio 2W7 - votam ooratpuiurt 3.54 RonTEura, 1 natul anostei Metrica wnduto cota gria, teconMo 2007 (Unteoar^; d - 04,3 EuroAIWh; noapte - 33,0 EurafldWhf pnt mtdfo plate - 69,06 EurVMWh

• 3.    Toate InataWM CHP tuni toate eaforata a aveați «Mante ildcata a oogonorarir pofrMt Legi Dwivodoa. AtfM, cubvwifa porto enargla Metrica sote ateugate Io pntd MW

• 3.    Pnt da vonzot» imitat pateu energia atortrica. bazat pe tezvotate reala a euteenHorOl o rate a tcontoUdi 6,5% pa.ettecakxteta la 1X2 EuraiMm (vini osM MOm»),

• 4.    BOna» preț eembutiM gaz naturii: Pretai gazUU natural bod. teo 2007 preț actuotat conform ARRE-29Stamt1000 m3GN -30,1 EuroMWh (0.0 MWN1000 m3 BN) _____ a. n— tpacmoa om ramura pe mw oa captatem oe genera» oe Orieqpo amica mptaw electrica. H MU kneetta apactlloo acte «temata potrivi razei ImeetBel Pratute sunt merite cu 66% ten cauza materii gtobete a pretoritor onorate doWuUii pentru alnrtMa«drM te apripn. coneutate aau arata. Conadunea cu gria te 0» naturii: 38.000< H conextanea te etoctrtdtote 400 v net, 200.000 f.

O. Rate te acont —te foaia ia MK 7. Captatele neoeeata, 2 5 MW enacgte termica, 7900 MWMtete (133 etatf). Cațtateto proiectate -dtertutemotorfcmn: KWO

Anexa 5.3.2-3: Catalog Tehnologic

Date tehnologice privind instalațiile producătoare de energie termică și electrică

Bazate pe experiența daneză/ Date tehnologice pentru instalații producătoare de energie electrică și termică (Autoritatea Daneză pentru Energie).

Tehnologie (prețuri 2010-15)	Eficiența Totală	Eficiența Electric	Durata de viață tehnică	Investiții specifice	Costuri totale O&î	Costuri fixe O8J	Costuri variabile O&î	Emisii
	%	% (sarcină medie)	Ani	Mii. €/MW capacitate		€/MW/yr	€/MWh	SO2 (kg/GJ corn bust! bil)	NOx (kg/GJ combu stibil)	CO2 (tonă/ GJ ombustib II)
Instalații electrice cu biomasă la scară largă (biomasă 100% )9	90%	45%	30	1,3		25.000	2,7	0,015	0,04	0
Instalații electrice de coardere la scară largă (80% cărbune, 20% biomasă)9	93%	52%	30	1,2		22.000	3	0,027	0,04
Turbine pe gaz - ciclu singular (40-125 MW)	92%	42-47%	25	0,44-0,53		6.700-8.000	2-3	0	0,006
Turbine pe gaz - ciclu singular (5-40 MW)	92%	36-46%	25	0,57-0,86		8.000	2,5-4	0	0,006
Turbine pe gaz- ciclu combinat (100-400 MW)	90%	56-60%	30	0,4-0,70		11.000-14.000	1,5	0	0,02
Turbine pe gaz- ciclu combinat (10-100 MW)	90%	47-55%	25	0,57-0,83		10.000	2-3,5	0	0,02
Instalații centrale de biogaz (550 tone/input zilnic)10		39,3%	20	3,5	25 €/an/MWh			0,019	0,54
Energie geotermală			25	1,1	3,2 €/an/MWh			-	-	-
Instalație de incinerare a deșeurilor (input 15	95%	24%	20	5,5 (MWe)		222.00011	21	0,014	0,082

Anexa 5.3.2-3: Catalog Tehnologic

Tehnologie (prețuri 2010-15)	Eficiența Totală	Eficiența Electric	Durată de viață tehnică	Investiții specifice	Costuri totale Ofîiî	Costuri fixe O8iî	Costuri variabile O&î	Emisii
tone/oră=50MW)
Instalație termoficare cu ardere deșeuri (input 15 tone/hr=50MW)12	98%13		20	0,9 MWenergle termică		44.000*	4,5	0,014	0,082
Cazan termoficare pe gaz (<20MW)	97-105%		20	0,05-1	2-5% din investiție pe/an			0,003	0,042
Motoare pe bază de gaz natural14 (1-5 MW)	88-96%	41-44%	20-25	0,8-1,2	6-9 €/an/MWh
Cazan termoficare cu ardere pe așchii de lemn (1-50 MW)	108 %	-	20	0,25-0,6	2-5% din invetiție/an			0	0,08

Intervenție	Catalog preturi unitare (nivel 2002} Anexa 5.3.2-3	Alte preturi similare	Observație	Factor	Observație	Factor	Observație	Cost intervenție
|
Ciclu combinat, 22,2 Mwe si 18,5 MWt		19,08	1)	1,2				22,9
1
Cazan apa fierbinte APF pe cărbuni de 182 MWt		12,5	2)	1,2				15,0
|
Rețele de transport networks-parte ramasa		16,45	3)					16,45
1
Rețele de distributie-parte ramasa		38,5	4)					38,5
i
Reabilitarea centralelor de cazane locale		1,35	5}	1,2				1,63
1
Schimbătoare de frecventa pentru pompele de transport		1,35	6)					1,55
|
închiderea depozitului de zgura si cenușa		4,5	7)					4,5

Valori obținute din:

• 1)    Catalogul tehnologiilor. A fost utilizat un factor de multiplicare de 1,2 pentru a acoperi consultanta, managementul de proiect, diferite costuri etc.

• 2)    Catalogul tehnologiilor. A fost utilizat un factor de multiplicare de 1,2 pentru a acoperi consultanta, managementul de proiect, diferite costuri etc.

• 3)    Studiu de fezabilitate existent

• 4)    Studiu de fezabilitate existent

• 5)    Catalogul tehnologiilor. A fost utilizat un factor de multiplicare de 1,2 pentru a acoperi consultanta, managementul de proiect, diferite costuri etc.

• 6)    Cost general al unui schimbător de frecventa (RF): [P (MW)/3.5] 0,7 x 550000 + 20000 EUR

CET Bacau: 1 FC x 800 kW; 2 FC x 800 kW; 2 FC x 630 kW; 2 instalatii de recirulare, regulatoare pentru presiune diferențiata

• 7)    Studiu de fezabilitate pentru un depozit asemanator In Brașov

  Annex 5.4-1: CET Bacau Option 2

  
  
  
  

  IMA1

  
  

  Cazan cu abur de 420 Indiis..’ t/h /

  
  
  
  
  
  
  
  

  Investiție	Valoare .	Calcul	Observatii
  Reabilitarea rețelei de transport	18	18	Buget general din studiul de fezabilitate existent
  Reabilitarea rețelei de distribuție	38,5	38,5	Buget general din Strategia existenta
  Reabilitarea centralelor termice locale	1,63	1,63	Centrale termice locale cu o o capacitate de 16 MWt
  Ciclu combinat	22,9		Ciclu combinat Cycle 22,2 Mwe
  închiderea depozitului de cenușa	4,5	4,5	Overall budget form similar feasibility study
  Boilers in each block of flats	52,5	1500x0.035	1500 clienti cu clădiri cu cazane pe gaz de 2000 kW
  Cazan cu pat fluidizat	15	15	Buget general din catalog

  
  
  
  

  ! i * 1

  
  
  
  
  
  
  
  

  -

  a

  -

  «

  a

  a

  -

  a

  -

  -

  w

  *

  V

  V

  •

  V

  a

  a

  •

  a

  a

  •

  a

  K

  MIM • *NM   *MMMf

  a

  a

  a

  •

  m

  m

  cn

  m

  n

  M VW*t

  «o»-a

  -

  a

  -

  a

  a

  a .

  V

  art

  a»

  <n

  w

  a—awaa»a -aa -aaaaaa waa

  nowa

  «>

  it---

  aa._____

  ta__

  —-S-

  IIWMWH

  
  

  -ț£E__^X.

  St

  
  

  JEL

  
  

  m. St SE

  
  

  Sl

  
  

  3Z m.

  SH»

  
  

  .u__             «g-_ wrjȚ -**— «jir,, tt,wt n-w— **" -mg___ mn,

  % IST 1%

  
  
  
  

  SȘEBffiSSXlilL ^^ȘBeSiăk!

  
  
  
  
  
  
  
  

  M IMV Mt Tt *W

  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  

¹

Anuarul Român de Statistică 2006, Tabelele 4.1 șla 4.2.

²

Sursa: Metodologie de stabilire a prețurilor reglementate de vânzare / cumpărare - Exemplu de calcul (ANRE).

³

* Sursă:COMISIA NAȚIONALĂ DE PROGNOZĂ, Plan regional de dezvoltare -în prezent șl perspective - ianuarie 2007.

⁴

Pentru 2007 s-a aplicat un factor de multiplicare de 1.64 față de valorile anului 2005.

⁵

Metodologie de stabilire a preturilor reglementate de vanzare / cumpărare - Exemplu de calcul, ANRE.

⁶

A se referi la Lege nr. 325.14/7-2006, Capitolul Vin, Articolul 40, secțiunea 1, șl la Ordin 66 din 28/2-2007, Metadotogia pentru țarifg.energgți(;§.., .Articol 10.

⁷

PLANUL NATIONAL DE ALOCARE pentru 2007 și perioada 2008-2012, ANEXE, p. 36 - 37.

⁸

 13% rată de deconectare 2005 - 2007

• 15% reducerea intensității energiei termice 2005 - 2007

⁹

Tratare combustibil și sistem de alimentare, cazan cu abur de mare presiune, turbină cu abur, generator și cazan cu sistem de recuperare a gazelor de ardere (apă fierbinte sau abur). Biomasă: Lemn.

¹⁰

Corespunde la 2 MW de materie intrată, 28-35 Nm3 gas/m3 materie primă _ț

¹¹

Pr. MW energie electrică instalat

¹²

Capacitate sarcină minimă: 75%

¹³

Cu condensarea gazelor de ardere

¹⁴

Motor cu aprindere prin scântei