Consiliu] Local al Municipiului Bacău întrunit în ședință ordinară la data de 28.09.2023 potrivit art. 133 alin. (1) din Ordonanța de Urgență nr. 57/2019 privind Codul administrativ, cu modificările și completările ulterioare, Având în vedere:

-Referatul nr. 181261/21.09.2023 înaintat de către Direcția Tehnică-Serviciul Implementare Proiecte și Finanțări Locale/Externe prin care se propune aprobarea documentației tehnico-economice si a devizului general faza SF pentru obiectivul de investitii „Construire Centrala de cogenerare hibridă” în municipiul Bacău;

-Expunerea de motive a Primarului Municipiului Bacău înregistrată cu nr. 181263/ 21.09.2023;

-Raportul Direcției Juridice înregistrat cu nr. 181325/1/21.09.2023;

-Raportul Direcției Tehnice- SIP ȘI Finanțări locale/exteme înregistrat cu nr. 181325/2/ 21.09.2023;

-Raportul Direcției Economice înregistrat cu nr. 181325/3/21.09.2023;

• -Avizele comisiilor de specialitate din cadrul Consiliului Local al Municipiului Bacău, întocmite în vederea avizării proiectului de hotărâre: nr. 373/27.09.2023 al Comisiei de specialitate nr. 1, nr. 377/27.09.2023 al Comisiei de specialitate nr. 2 și nr. 450/27.09.2023 al Comisiei de specialitate nr. 5;

-Prevederile art. 44 alin. (1) din Legea nr. 273/ 2006 privind finanțele publice locale, cu modificările si completările ulterioare;

-Prevederile art. 5 alin. (1) lit. a), alin (ii) și art. 7 alin. (1) din Hotărârea nr. 907/2016, privind etapele de elaborare si continutul-cadru al documentațiilor tehnico - economice aferente obiectivelor / proiectelor de investitii finanțate din fonduri publice, cu modificările si completările ulterioare;

-Prevederile art. 140 alin. (1) și alin. (3), ale art. 196 alin. (1) lit. a), ale art. 197 alin. (1) și ale art. 243 alin. (1) lit. a) și b) din Ordonanța de Urgență nr. 57/2019 privind Codul administrativ, cu modificări și completări ulterioare;

în temeiul art. 129 alin. (2) lit. b) și alin. (4) lit. d) și art. 139 alin. (3) lit. a) și alin. (5) din O.U.G. 57/2019 privind Codul administrativ, cu modificările și completările ulterioare,

HOTĂRĂȘTE:

ART. 1 Se aprobă documentația tehnico-economică, faza Studiu de Fezabilitate pentru obiectivul de investitii „Construire Centrala de cogenerare hibridă” în municipiul Bacău, conform Anexei nr. 1, parte integrantă din prezenta hotărâre.

ART. 2 Se aprobă caracteristicile principale și indicatorii tehnico-economici prevăzuți în documentația tehnico-economică a obiectivului de investiții „Construire Centrala de cogenerare hibridă” în municipiul Bacău, conform Anexei nr. 2, parte integrantă a prezentei hotărâri.

ART. 3 Se aprobă Devizul General la faza SF pentru obiectivul de investitii „Construire Centrala de cogenerare hibridă” în municipiul Bacău, conform Anexei nr. 3, parte integrantă a prezentei hotărâri.

ART. 4 Primarul Municipiului Bacău va aduce la îndeplinire prevederile prezentei hotărâri prin Direcția Tehnică- Serviciul Implementări Proiecte și Finanțări Locale/ Externe.

ART. 5 Hotărârea va fi comunicată către Primarul Municipiului Bacău, Direcția Tehnică-Serviciul Implementare Proiecte și Finanțări Locale/Exteme și către Direcția Economică.

ART. 6 Prin grija Secretarului General al Municipiului Bacău prezenta hotărâre se comunică în termen legal Instituției Prefectului-Județul Bacău pentru verificarea legalității.

CONTRASEMNEAZĂ PENTRU LEGALITATE  SECRETARUL GENERAL AL MUN. BACĂU NI LAE - Xxxxxx Xxxxxxxx

N.O.P.,B.S./O.R.A./EX.1/DS.I-A-1

Caracteristicile principale si indicatorii tehnico-economici prevazuti in documentația tehnico-economica a obiectivului de investitii: „Construire Centrala de cogenerare hibridă” în municipiul Bacău

Serviciul Implememtare Proiecte și Finanțări Locale/Externe Xxxxxx Xxxxxxx

CONTRASEMNE tA PENTRU LEGALITATE  I SECRETARUL^ENERAL AL MUN. BACAU  Xxxxxxx Xxxxxx Xxxxxxxx

Caracteristicele principale si indicatorii tehnico-economici prevazuti in documentația tehnico-economica a obiectivului de investitii:

„Construire Centrala de cogenerare hibridă” în municipiul Bacău

MUNICIPIUL BACAU

Jud. Bacău, Mun. Bacău, Str. Chimiei, nr. 6

INDICATORII TEHNICO ECONOMICI:

• d) Indicatori de eficiență energetică - Economii de energie primara anuale calculate conform prevederilor GS in funcție de cantitatea de energie electrica generata de circa (estimat) 128.356,20 MWh/an

- Reduceri de emisii de bioxid de carbon (CO2) calculate în funcție de cantitatea de energie electrică generată de circa (estimat) 25.922,82 t CO2 echiv. / an.

f) Indicatori tehnici de performanță

Specificație	U.M	Valoare
Putere electrică instalată în cogenerare de înaltă eficiență	MWe	30,06
Capacitate termică instalată în cogenerare de înaltă eficiență	MWt	25,98
Eficiența electrică	%	47,8
Eficiența termică	%	40,5
Eficiența globală la funcționarea în cogenerare	%	88,3
Economii de energie primară calculate conform formulei din GS în funcție de cantitatea de energie electrică generată anual	MWh/an	128.356,20
Reducerea de emisii de CO2, calculată conform formulei din GS în funcție de cantitatea de energie electrică generată anual	t CO2/an	25.922,82

Deviz Generai la faza Studiu de Fezabilitate pentru obiectivul de investitii „Construire Centrala de cogenerare hibridă” în municipiul Bacău

Serviciul Implememtare Proiecte și Finanțări Locale/Externe

DONTRASEMNEAZA PENTRU LEGALITATE SECRETARUL GENERAL AL MUN. BACAU Xxxxxxxx-Xxxxxx Xxxxxxxx

ANEXA H2

DEVIZ GENERAL al obiectivului de investiții Centrala de cogenerare hibridă în Municipiul Bacău - Soluția 2 în prețuri la data de 31.10.2022, 1 euro = 4,9141 lei

Nr. crt.	Denumirea capitolelor și subcapitolelor de cheltuieli	Valoare (fără TVA)	TVA	Valoare cu TVA
		lei	lei	lei
1	2	3	4	5
CAPITOLUL 1 Cheltuieli pentru obținerea și amenajarea terenului
1.1	Obținerea terenului	0,00	0,00	0,00
1.2	Amenajarea terenului	76.316,00	14.500,04	90.816,04
1.3	Amenajări pentru protecția mediului și aducerea terenului la starea inițială	0,00	0,00	0,00
1.4	Cheltuieli pentru relocarea/protecția utilităților	0,00	0,00	0,00
TOTAL CAPITOL 1		76.316,00	14.500,04	90.816,04
CAPITOLUL 2 Cheltuieli pentru asigurarea utilităților necesare obiectivului de investiții
	Lucrări de construcții și instalații	237.474,00	45.120,06	282.594,06
	Lucrări de montaj	491.410,00	93.367,90	584.777,90
	Procurare echipamente	0,00	0,00	0,00
TOTAL CAPITOL 2		728.884,00	138.487,96	867.371,96
CAPITOLUL 3 Cheltuieli pentru proiectare și asistență tehnică
3.1	Studii	32.960,00	6.262,40	39.222,40
	3.1.1. Studii de teren	24.460,00	4.647,40	29.107,40
	3.1.2. Raport privind impactul asupra mediului	8.500,00	1.615,00	10.115,00
	3.1.3. Alte studii specifice	0,00	0,00	0,00
3.2	Documentații-suport și cheltuieli pentru obținerea de avize, acorduri și autorizații	103.820,00	19.725,80	123.545,80
3.3	Expertizare tehnică	0,00	0,00	0,00
3.4	Certificarea performanței energetice și auditul energetic al clădirilor	49.141,00	9.336,79	58.477,79
3.5	Proiectare	4.143.600,00	787.284,00	4.930.884,00
	3.5.1 Temă de proiectare	0,00	0,00	0,00
	3.5.2 Studiu de prefezabilitate	0,00	0,00	0,00
	3.5.3 Studiu de fezabilitate/ documentație de avizare a lucrărilor de intervenții și deviz general	185.600,00	35.264,00	220.864,00
	3.5.4 Documentațiile tehnice necesare în vederea obținerii avizelor/acordurilor/autorizațiilor	475.000,00	90.250,00	565.250,00
	3.5.5 Verificarea tehnică de calitate a proiectului tehnic și a detaliilor de execuție	348.000,00	66.120,00	414.120,00
	3.5.6 Proiect tehnic și detalii de execuție	3.135.000,00	595.650,00	3.730.650,00
3.6	Organizarea procedurilor de achiziție	25.000,00	4.750,00	29.750,00
3.7	Consultanță	1.785.732,00	339.289,08	2.125.021,08

	3.7.1. Managementul de proiect pentru obiectivul de investiții	1.662.879,00	315.947,01	1.978.826,01
	3.7.2. Auditul financiar	122.853,00	23.342,07	146.195,07
3.8	Asistență tehnică	1.172.574,00	222.789,06	1.395.363,06
	3.8.1. Asistență tehnică din partea proiectantului	914.584,00	173.770,96	1.088.354,96
	3.8.1.1. pe perioada de execuție a lucrărilor	731.667,00	139.016,73	870.683,73
	3.8.1.2. pentru participarea proiectantului la fazele incluse în programul de control al lucrărilor de execuție, avizat de către Inspectoratul de Stat în Construcții	182.917,00	34.754,23	217.671,23
	3.8.2. Dirigenție de șantier	257.990,00	49.018,10	307.008,10
TOTAL CAPITOL 3		7.312.827,00	1.389.437,13	8.702.264,13
CAPITOLUL 4 Cheltuieli pentru investiția de bază
4.1	Construcții și instalații
01	Clădirea motoare termice	26.342.897,00	5.005.150,43	31.348.047,43
02	Clădire auxiliară	6.471.566,00	1.229.597,54	7.701.163,54
03	Rețele tehnologice în incintă	5.178.788,00	983.969,72	6.162.757,72
04	Stația electrică 110 kV interioara existenta	0,00	0,00	0,00
05	Transformator de putere	140.062,00	26.611,78	166.673,78
06	Instalații de comunicații și curenți slabi	0,00	0,00	0,00
07	Lucrări în statia electrică 6 kV OBM și CCTțcamera de comandă tehnologică) existentă	0,00	0,00	0,00
08	Lucrări hidrotehnice	481.729,00	91.528,51	573.257,51
09	Drumuri în incintă	1.541.386,00	292.863,34	1.834.249,34
Total subcapitol 4.1		40.156.428,00	7.629.721,32	47.786.149,32
4.2	Montaj utilaje, echipamente tehnologice și funcționale
01	Clădirea motoare termice	13.531.269,00	2.570.941,11	16.102.210,11
02	Clădire auxiliară	4.542.441,00	863.063,79	5.405.504,79
03	Rețele tehnologice în incintă	10.702.812,00	2.033.534,28	12.736.346,28
04	Stația electrică 110 kV interioara existenta	115.088,00	21.866,72	136.954,72
05	Transformator de putere	368.558,00	70.026,02	438.584,02
06	Instalații de comunicații și curenți slabi	242.265,00	46.030,35	288.295,35
07	Lucrări în statia electrică 6 kV OBM și CCTțcamera de comandă tehnologică) existentă	49.141,00	9.336,79	58.477,79
08	Lucrări hidrotehnice	8.329,00	1.582,51	9.911,51
09	Drumuri în incintă	0,00	0,00	0,00
Total subcapitol 4.2		29.559.903,00	5.616.381,57	35.176.284,57
4.3	Utilaje, echipamente tehnologice și funcționale care necesită montaj
01	Clădirea motoare termice	74.977.374,00	14.245.701,06	89.223.075,06
02	Clădire auxiliară	10.730.887,00	2.038.868,53	12.769.755,53
03	Rețele tehnologice în incintă	73.712,00	14.005,28	87.717,28
04	Stația electrică 110 kV interioara existenta	1.390.690,00	264.231,10	1.654.921,10
05	Transformator de putere	7.371.150,00	1.400.518,50	8.771.668,50

06	Instalații de comunicații și curenți slabi	364.626,00	69.278,94	433.904,94
07	Lucrări în statia electrică 6 kV OBM și CCT(camera de comandă tehnologică) existentă	1.594.625,00	302.978,75	1.897.603,75
08	Lucrări hidrotehnice	27.765,00	5.275,35	33.040,35
09	Drumuri în incintă	0,00	0,00	0,00
Total subcapitol 4.3		96.530.829,00	18.340.857,51	114.871.686,51
4.4	Utilaje, echipamente tehnologice și funcționale care nu necesită montaj și echipamente de transport
Total subcapitol 4.4		0,00	0,00	0,00
4.5	Dotări
01	Clădirea motoare termice	14.742,00	2.800,98	17.542,98
02	Clădire auxiliară	14.251,00	2.707,69	16.958,69
03	Rețele tehnologice în incintă	0,00	0,00	0,00
04	Stația electrică 110 kV interioara existenta	2.457,00	466,83	2.923,83
05	Transformator de putere	983,00	186,77	1.169,77
06	Instalații de comunicații și curenți slabi	0,00	0,00	0,00
07	Lucrări în statia electrică 6 kV OBM și CCT(camera de comandă tehnologică) existentă	983,00	186,77	1.169,77
08	Lucrări hidrotehnice	0,00	0,00	0,00
09	Drumuri în incintă	7.371,00	1.400,49	8.771,49
Total subcapitol 4.5		40.787,00	7.749,53	48.536,53
4.6	Active necorporale
Total subcapitol 4.6		0,00	0,00	0,00
TOTAL CAPITOL 4		166.287.947,00	31.594.709,93	197.882.656,93
CAPITOLUL 5 Alte cheltuieli
5.1	Organizare de șantier	1.763.039,00	334.977,41	2.098.016,41
	5.1.1 Lucrări de construcții și instalații aferente organizării de șantier	1.057.824,00	200.986,56	1.258.810,56
	5.1.2 Cheltuieli conexe organizării șantierului	705.215,00	133.990,85	839.205,85
5.2	Comisioane, cote , taxe,costul creditului	456.808,00	0,00	456.808,00
	5.2.1 Comisioanele si dobânzile aferente creditului băncii finanțatoare	0,00	0,00	0,00
	5.2.2 Cota aferentă Inspectoratului de Stat în Construcții pentru controlul calității lucrărilor de construcții	207.640,00	0,00	207.640,00
	5.2.3 Cota pentru controlul statului în amenajarea teritoriului, urbanism și pentru autorizarea execuției lucrărilor de construcții	41.528,00	0,00	41.528,00
	5.2.4 Cota aferentă "Casei Sociale a Constructorilor"	207.640,00	0,00	207.640,00
	5.2.6 Taxe pentru acorduri, avize și autorizația de construire/ desființare	0,00	0,00	0,00
5.3	Cheltuieli diverse și neprevăzute	8.620.466,00	1.637.888,54	10.258.354,54

5.4	Cheltuieli pentru informare și publicitate	24.571,00	4.668,49	29.239,49
5.5	Salarii UIP	982.820,00	0,00	982.820,00
TOTAL CAPITOL 5		11.847.704,00	1.977.534,44	13.825.238,44
CAPITOLUL 6 Cheltuieli pentru probe tehnologice și teste
6.1	Pregătirea personalului de exploatare	24.571,00	4.668,49	29.239,49
6.2	Probe tehnologice și teste	2.413.271,00	458.521,49	2.871.792,49
TOTAL CAPITOL 6		2.437.842,00	463.189,98	2.901.031,98
	TOTAL GENERAL	188.691.520,00	35.577.859,48	224.269.379,48
	din care C + M	71.579.355,00	13.600.077,45	85.179.432,45

ANEXA NR. 1 COMUNĂ LA HOTĂRÂREA NR. 371 DIN 28.09.2023 Șl LA PROIECTUL DE HOTĂRÂRE NR.

181262/21.09.2023

Documentație tehnico-economică SF pentru obiectivul de investitii

„Construire Centrala de cogenerare hibridă” în municipiul Bacău

Serviciul Implememtare Proiecte și Finanțări Locale/Externe Xxxxxx Xxxxxxx

CONTRASEMNEAZĂ PENTRU LEGALITATE 1 SECRETARUL GENERAL AL MUN. BACAU NICOLâLoVIDIU POPOVICI

Centrala de cogenerare hibrida

Studiu de fezabilitate pentru proiectul „Centrala de cogenerare hibrida"

Studiul de Fezabilitate si Analiza Cost Beneficiu

Denumire document:

Studiu de Fezabilitate

A TUVRheinland

România        ®

Nr. crt	Denumire document	Cod document	Rev.	Pag.	Form
001	Studiu de Fezabilitate	8972/2022-2-S0118624-B1	1		A4
002	Analiza cost beneficiu	8972/2022-2-S0118696-J2	0		A4
003	Plan de incadrare in zona	8972/2022-2-D0102279-P1	0	1	A3
004	Plan de situație cu amplasarea obiectivelor investiției	8972/2022-2-D0102278-P1	0	2	A2
005	CLĂDIRE MOTOARE. Plan invelitoare, sectiune_solutia 4motoare	89/2/2022-2-D0102255-R1	0	1	A2
006	CLĂDIRE MOTOARE. Fatade_solutia 4motoare	8972/2022-2-D0102256-R1	0	1	A2
007	CLĂDIRE MOTOARE. Plan cota +0.00_solutia 4motoare	8972/2022-2-D0102208-R1	0	1	A2
008	CLĂDIRE MOTOARE. Plan cota +0.00_solutia 3motoare	8972/2022-2-D0102298-R1	0	1	A2
009	CLĂDIRE MOTOARE. Plan cota +5.00; +9.00_solutia 4motoare	8972/2022-2-D0102210-R1	0	1	A2
010	Schema tehnologica soluția 1	8972/2022-2-D0102280-M0	0	1	A2
011	Schema tehnologica soluția 2	8972/2022-2-D0102281 -MO	0	1	A2
012	Schema electrica monofilara de principiu. Soluția 1	8972/2022-2-D0102274-E0	0	1	A1
013	Schema electrica monofilara de principiu. Soluția 2	8972/2022-2-D0102275-E0	0	1	A1

Manager de proiect: dr. ing. Xxxxxx Xxxxxx

ISPE PROIECTARE SI CONSULTANTA S.A.

Cod de înregistrare fiscală: RO40284726

B-dul. Lacul Tei, nr.1-3, CP. 30-33, București 020371, România

Tel: 037 282 1076, fax: 021 210 2334

e-mail: xxxxxx@xxxxxxx, www.ispe.ro

Obiectiv:	Centrala de cogenerare hibrida
Beneficiar/client:	THERMOENERGY GROUP SA
Comandă/contract/poziție:	273858972/1783/8972/2022/2
Denumire contract:	Studiu de fezabilitate pentru proiectul „Centrala de cogenerare hibrida1
Denumire lucrare:	Studiul de Fezabilitate si Analiza Cost Beneficiu
Denumire document:	Studiu de Fezabilitate
Cod document:	8972/2022-2-S0118624-B1
Cod ST:	8972/2022-2-S0119760-B1

Min»gsmenl Sytl«m

ISO 9001.2015

ISO 1400IJ015

ISO 45001:2010

wtwv.tuvxom

10 8105078133

ISPE PROIECTARE Șl CONSULTANȚĂ S.A.

Cod de înregistrare fiscală: RO40284726 ^s“

Nr. reg. com. J40/17658/11.12.2018

/v TUVRh<HnIond

B-dul. Lacul Tei, nr.1-3, CP. 30-33, București 020371, România .. * Tel: 037 282 1076, fax: 021 210 2334; xxxxxx@xxxxxxx .22^7

Obiectiv:	Centrala de cogenerare hibrida
Beneficiar/client:	THERMOENERGY GROUP SA
Comandă/contract:	273858972/ 1783/8972/2022        Poziție: 2
Fază de proiectare:	SF
Denumire contract:	Studiu de fezabilitate pentru proiectul „Centrala de cogenerare hibrida"

Studiul de Fezabilitate si Analiza Cost Beneficiu

ISPE Proiectare și Coi.cult

OricuabMivaVi; 'rprivitd.i-.il.' ^: h

decembrie 2022

Denumire document: Studiu de Fezabilitate

Data elaborării: decembrie 2022

Specialitate (cod - denumire)	Capitol	Responsabilitate - Nume / Semnătură
		întocmit		Verificat	Aprobat
Analiza energetica	4-	Ing. Xxxxxxxx Xxxxxxx		Ing. Mitrai-Udia	dr. ing. Xxxxxx Xxxxxx
Analize Financiare surse de finanțare Mediu	4-	Ec. Xxxxxxxxxxxxxx Xxxxxx		Ec. Xxxxxxxx Xxxxxx	dr. ing. Xxxxxx Xxxxxx
		Dr. ing. Rt	su V^Jentin	} 1 — Ing. Sarpoila Irene z\A i	I       — Dr. ing. Xxxxxxx Xxxxxxx
Construcții	4-	Ing. Mihai Serbarv		Ing. Xxxx Xxxxxxx \\ r	Ing. Xxxxxxx Xxxxxxxx
		au a;		A V	/
Arhitectura Construcțiilor	4-	Arh. Xxxxxxxx Xxxxxxx		Arh. Xxxxx Xxxxxx Xxxxx\ \	Arh. Gnear$hitoiu Luiza
			2		i *
Tehnologii alimentare cu apa si canal	4-	Ing. Xxxx	Xxxxxxx	Ing/Xxxxxxxxxx Xxxxxx	Ing. Xxxxxx Xxxxx ’
		/K
Automatizări	4-	Ing. Lupan Sifona		Ing. Xxxxx Xxxxxxx	Ing. Bdbes Aurelia
Procese Termomecanice	4-	Ing. Demetriu^Cristian		Dr.lng. Xxxxxxx Xxxxxx	Dr. ing. Tojnescu Claudia
Sisteme Electrice	4-	Ing. Xxxxxxxxxx Xxxxxx		Ing. Xxxxxxx Xxxxxx	Ing. Xxxxxx Xxxxxx
				r:
Instalații aferente construcțiilor - sanitare	4-	Ing. Xxxxxx Xxxxxxxx		Ing. Xxxxxxx Xxxx	Ing. Serbu Lucfan
				—* —*	//r-
Instalații aferente construcțiilor - HVAC	4-	Ing^Xxxxxxx Xxxx		Ing. Xxxxxx Xxxxxxxx	Ing. Serbu Lușian
		--			/(IV
Plan general	4-	Teh. Xxxxxxxxxx Xxxxxxx		zĂrh. Pi§Xxxxx Xxxxxxx	Arh. Xxxxxxxx Xxxxxx
					&
Devize	4-	Ec. Vaida Man^fw"		Teh.^on^'scj^rfnelia	Arh. Xxxxxxxx Xxxxxx

CUPRINS                                                             Pag.

• 1    Informații generale privind obiectivul de investiții

• 1.1    Denumirea obiectivului de investiții

• 1.2    Ordonator principal de credite/investitor

• 1.3    Beneficiarul investiției

• 1.4    Elaboratorul studiului de fezabilitate

• 2    SITUAȚIA EXISTENTĂ ȘI NECESITATEA REALIZĂRII OBIECTIVULUI DE INVESTIȚII .. 17

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

• 2.2    Analiza situației existente și identificarea deficiențelor

• 2.2.1    Descrierea SACET din Bacău

• 2.2.2    Surse de producere a energiei termice și electrice

• 2.2.3    Sistemul de transport energie termică

• 2.2.4    Puncte termice

• 2.2.5    Sistemul de distribuție energie termică

• 2.2.6    Situația la consumatori

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

• 2.4    Obiective preconizate a fi atinse prin realizarea investiției publice

• 3    Identificarea și prezentarea SOluțiilor tehnico-economice posibile pentru realizarea obiectivului de investiții

• 3.1    Particularități ale amplasamentului

• 3.1.1    Descrierea amplasamentului

• 3.1.2    Suprafața și situația juridică a terenului

• 3.1.3    Relațiile cu zone învecinate, accesuri existente și/sau căi de acces posibile

• 3.1.4    Surse de poluare existente în zonă

• 3.1.5    Date climatice și particularități de relief

• 3.1.6    Caracteristici geofizice ale terenului din amplasament

• 3.1.7    Seismicitate

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

• 3.2.1    Premise tehnico-funcționale

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

• 3.2.2    Soluții analizate

• 3.2.2.1  Soluția 1

• 3.2.2.2  Soluția 2

• 3.3    Date tehnice și funcționale ale obiectivului de investiții

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118624-B1

  Revizie: 1

  Pag. 3

  
  

• 3.3.1    SOLUȚIA 1

• 3.3.1.1  Instalații tehnologice termomecanice

• 3.3.1.1.1   Grup de cogenerare cu motor termic - 3 bucăți: MT1, MT2, MT3

• 3.3.1.1.2    Instalații termomecanice anexe comune modulelor de cogenerare

• 3.3.1.1.2.1   Clădire corp auxiliar

• 3.3.1.1.2.2  Gospodăria de ulei

• 3.3.1.1.2.3  Stația de aer comprimat

• 3.3.1.1.2.4   Sistemul umplere și adaos circuit închis agent răcire motoare

• 3.3.1.1.3    Coș de fum și canale de gaze de ardere

• 3.3.1.1.4    Sistemul de încălzire al apei de termoficare

• 3.3.1.1.5    Sistemul de alimentare cu combustibil gazos

• 3.3.1.1.6    Rețele tehnologice in incintă

• 3.3.1.1.7    Izolații termice

• 3.3.1.2    Instalații tehnologice electrice

• 3.3.1.2.1    Funcțiuni și cerințe

• 3.3.1.2.2    Descrierea schemei electrice

• 3.3.1.2.2.1    Considerații generale

• 3.3.1.2.2.2  Sistemul de evacuare a puterii produsă de generatoarele electrice în SEN

• 3.3.1.2.2.3   Sistemul de alimentare a serviciilor proprii

• 3.3.1.2.2.4  Sistemul curentului continuu de 220V și tensiune neîntreruptibilă 400 V, 50Hz

• 3.3.1.2.2.5  Sistemul de comandă, protecție, semnalizare, metering

• 3.3.1.2.2.6   Sistemul gospodăriei de cabluri electrice și instalației de legare la pământ

• 3.3.1.3    Instalații de automatizare

• 3.3.1.3.1    Considerații generale

• 3.3.1.3.2    Camera de comandă pentru centrala de cogenerare

• 3.3.1.3.3    Cerințe privind instalațiile tehnologice de automatizare

• 3.3.1.3.4    Caracteristici tehnice pentru Sistemul Distribuit de Conducere (DCS)

• 3.3.1.3.4.1   Caracteristici generale pentru DCS

• 3.3.1.3.4.2  Comunicația

• 3.3.1.3.4.3  Funcțiile sistemului de conducere DCS

• 3.3.1.3.4.4   Aparatura locală

• 3.3.1.3.4.5   Cabluri și materiale de montaj

• 3.3.1.4    Instalații pentru curenți slabi

Instalațiile pentru curenți slabi includ:

• 3.3.1.4.1    Sistemul de detecție și semnalizare incendiu

• 3.3.1.4.2    Sistemul de telefonie

• 3.3.1.4.3    Sistemul de supraveghere video

• 3.3.1.4.4    Sistemul de detecție și semnalizare la efracție

• 3.3.1.4.5    Sistemul de control acces

• 3.3.1.5  Instalații hidrotehnice

• 3.3.1.5.1    Alimentare cu apă potabilă

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

• 3.3.1.5.2    Alimentare cu apă incendiu

• 3.3.1.5.3    3. Rețele de canalizare

• 3.3.1.6  Construcții și rezistență

• 3.3.1.6.1    Lista obiectelor investiției

• 3.3.1.6.2    Descrierea obiectelor investiției

• 3.3.1.6.2.1    Sala motoare

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118624-B1

  Revizie: 1

  Pag. 4

  
  

• 3.3.1.6.2.2   Corpul Auxiliar

• 3.3.1.6.2.3   Estacada principală pentru conducte

• 3.3.1.6.2.4  Estacade secundare

• 3.3.1.6.2.5  Zone Anexele Ulei

• 3.3.1.6.2.6   Platformele ventilatoare

• 3.3.1.6.2.7  Transformatorul

• 3.3.1.6.3    Încadrarea construcțiilor în clase și categorii

• 3.3.1.7    Arhitectură

• 3.3.1.7.1    Clădire motoare - corp principal

• 3.3.1.7.1.1   Din punct de vedere funcțional:

• 3.3.1.7.1.2   Din punct de vedere constructiv:

• 3.3.1.7.2    Clădire motoare - corp auxiliar

• 3.3.1.7.2.1   Din punct de vedere funcțional:

• 3.3.1.7.2.2   Din punct de vedere constructiv:

• 3.3.1.8    Instalații aferente construcțiilor

• 3.3.1.8.1    Instalații de încălzire, ventilare, climatizare și avarie

• 3.3.1.8.1.1  Clădire motoare termice. Compartiment motoare

• 3.3.1.8.1.2  Clădire motoare termice. Sistem evacuare gaze arse

• 3.3.1.8.1.3  Clădire motoare termice. Zonă pompe și schimbătoare de căldură

• 3.3.1.8.1.4   Clădire auxiliară - Sală pompe termoficare

• 3.3.1.8.1.5   Clădire auxiliară - Stație electrică servicii proprii inclusiv cameră de comandă

• 3.3.1.8.2    Instalații sanitare și de stins incendiu

• 3.3.1.8.2.1   Clădire motoare - corp principal

• 3.3.1.8.2.2   Clădire motoare - corp auxiliar

• 3.3.1.8.3    Instalații electrice aferente construcțiilor

• 3.3.1.8.3.1   Instalația de iluminat interior (iluminat normal și de siguranță))

• 3.3.1.8.3.2   Instalația de iluminat exterior și perimetral

• 3.3.1.8.3.3   Instalația de iluminat de balizaj de noapte pentru coș fum

• 3.3.1.8.3.4   Instalația de prize

• 3.3.1.8.3.5   Instalația de forță

• 3.3.1.8.3.6   Instalația de protecție împotriva loviturilor de trăsnet și legare la pământ

• 3.3.1.9    Lucrări de amenajare teren, drumuri interioare

• 3.3.1.10    Racordarea la SEN

• 3.3.2   SOLUȚIA 2

• 3.3.2.1  Instalații tehnologice termomecanice

• 3.3.2.1.1    Grup de cogenerare cu motor termic - 4 bucăți: MT1, MT2, MT3, MT4

• 3.3.2.1.2    Instalații termomecanice anexe comune modulelor de cogenerare

• 3.3.2.1.2.1   Clădire corp auxiliar

• 3.3.2.1.2.2   Gospodăria de ulei

• 3.3.2.1.2.3  Stația de aer comprimat

• 3.3.2.1.2.4   Sistemul umplere și adaos circuit închis agent răcire motoare

• 3.3.2.1.3    Coș de fum și canale de gaze de ardere

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

• 3.3.2.1.4    Sistemul de încălzire al apei de termoficare

• 3.3.2.1.5    Sistemul de alimentare cu combustibil gazos

• 3.3.2.1.6    Rețele tehnologice in incintă

• 3.3.2.1.7    Izolații termice

• 3.3.2.2    Instalații tehnologice electrice

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118624-B1

  Revizie: 1

  Pag. 5

  
  

• 3.3.2.2.1    Funcțiuni și cerințe

• 3.3.2.2.2    Descrierea schemei electrice

• 3.3.2.2.2.1    Considerații generale

• 3.3.2.2.2.2  Sistemul de evacuare a puterii produsă de generatoarele electrice în SEN

• 3.3.2.2.2.3   Sistemul de alimentare a serviciilor proprii

• 3.3.2.2.2.4  Sistemul curentului continuu de 220V și tensiune neîntreruptibilă 400 V, 50Hz

• 3.3.2.2.2.5  Sistemul de comandă, protecție, semnalizare, metering

• 3.3.2.2.2.6   Sistemul gospodăriei de cabluri electrice și instalației de legare la pământ

• 3.3.2.3    Instalații de automatizare

• 3.3.2.3.1    Considerații generale

• 3.3.2.3.2    Camera de comandă pentru centrala de cogenerare

• 3.3.2.3.3    Cerințe privind instalațiile tehnologice de automatizare

• 3.3.2.3.4    Caracteristici tehnice pentru Sistemul Distribuit de Conducere (DCS)

• 3.3.2.3.4.1   Caracteristici generale pentru DCS

• 3.3.2.3.4.2  Comunicația

• 3.3.2.3.4.3   Funcțiile sistemului de conducere DCS

• 3.3.2.3.4.4   Aparatura locală

• 3.3.2.3.4.5   Cabluri și materiale de montaj

• 3.3.2.4  Instalații pentru curenți slabi

Instalațiile pentru curenți slabi includ:

• 3.3.2.4.1    Sistemul de detecție și semnalizare incendiu

• 3.3.2.4.2    Sistemul de telefonie

• 3.3.2.4.3    Sistemul de supraveghere video

• 3.3.2.4.4    Sistemul de detecție și semnalizare la efracție

• 3.3.2.4.5    Sistemul de control acces

• 3.3.2.5  Instalații hidrotehnice

• 3.3.2.5.1    Alimentare cu apă potabilă

• 3.3.2.5.2    Alimentare cu apă incendiu

• 3.3.2.5.3    3. Rețele de canalizare

• 3.3.2.6  Construcții și rezistență

• 3.3.2.6.1    Lista obiectelor investiției

• 3.3.2.6.2    Descrierea obiectelor investiției

• 3.3.2.6.2.1  Sala motoare

• 3.3.2.6.2.2   Corpul Auxiliar

• 3.3.2.6.2.3   Estacada principală pentru conducte

• 3.3.2.6.2.4  Estacade secundare

• 3.3.2.6.2.5  Zone Anexele Ulei

• 3.3.2.6.2.6   Platformele ventilatoare

• 3.3.2.6.2.7  Transformatorul

• 3.3.2.6.2.8  Încadrarea construcțiilor în clase și categorii

• 3.3.2.7    Arhitectură

• 3.3.2.7.1    Clădire motoare - corp principal

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

• 3.3.2.7.1.1   Din punct de vedere funcțional:

• 3.3.2.7.1.2   Din punct de vedere constructiv:

• 3.3.2.7.2    Clădire motoare - corp auxiliar

• 3.3.2.7.2.1   Din punct de vedere funcțional:

• 3.3.2.7.2.2   Din punct de vedere constructiv:

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118624-B1

  Revizie: 1

  Pag. 6

  
  

• 3.3.2.8    Instalații aferente construcțiilor

• 3.3.2.8.1    Instalații de încălzire, ventilare, climatizare și avarie

• 3.3.2.8.1.1  Clădire motoare termice. Compartiment motoare

• 3.3.2.8.1.2  Clădire motoare termice. Sistem evacuare gaze arse

• 3.3.2.8.1.3  Clădire motoare termice. Zonă pompe și schimbătoare de căldură

• 3.3.2.8.1.4   Clădire auxiliară - Sală pompe termoficare

• 3.3.2.8.1.5   Clădire auxiliară - Stație electrică servicii proprii inclusiv cameră de comandă

• 3.3.2.8.2    Instalații sanitare și de stins incendiu

• 3.3.2.8.2.1  Clădire motoare - corp principal

• 3.3.2.8.2.2   Clădire motoare - corp auxiliar

• 3.3.2.8.3    Instalații electrice aferente construcțiilor

• 3.3.2.8.3.1   Instalația de iluminat interior (iluminat normal și de siguranță);

• 3.3.2.8.3.2   Instalația de iluminat exterior și perimetral

• 3.3.2.8.3.3   Instalația de iluminat de balizaj de noapte pentru coș fum

• 3.3.2.8.3.4   Instalația de prize

• 3.3.2.8.3.5   Instalația de forță

• 3.3.2.8.3.6   Instalația de protecție împotriva loviturilor de trăsnet și legare la pământ

• 3.3.2.9    Lucrări de amenajare teren, drumuri interioare

• 3.3.2.10    Racordarea la SEN

• 3.4    Plan general

• 3.4.1    Lucrările de amenajare teren

• 3.4.2    Drumuri de acces și platforme carosabile

• 3.4.3    Lucrări de drumuri interioare

• 3.5    Costurile estimative ale investiției

• 3.5.1    Costurile estimate pentru realizarea obiectivului de investiții

• 3.5.2    Costurile estimative de operare pe durata normată de viață/de amortizare a investiției publice 109

• 3.6    Studii de specialitate

• 3.7    Grafice orientative de realizare a investiției

• 4    Analiza variantelor tehnico-economice propuse

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

• 4.2    Analiza vulnerabilităților cauzate de factori de risc, antropici și naturali ce pot afecta investiția

• 4.2.1    Riscuri naturale

• 4.2.1.1  Cutremure

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

• 4.2.1.2  Inundații

• 4.2.1.3  Alunecări de teren

• 4.2.2    Riscuri tehnologice

• 4.2.2.1  Managementul riscurilor de incendiu

• 4.2.2.2  Managementul riscurilor de accidentare și îmbolnăviri profesionale

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118624-B1

  Revizie: 1

  Pag. 7

  
  

• 4.2.2.3    Analiza de riscuri pentru securitatea și sănătatea în muncă și situații de urgență, măsuri de prevenire/diminuare a lor

• 4.2.2.3.1    Identificarea riscurilor pentru securitatea și sănătatea în muncă

• 4.2.2.3.2    Măsuri de prevenire/diminuare a riscurilor pentru securitatea și sănătatea în munca și situații de urgență   121

• 4.2.3    Schimbări climatice

• 4.3    Situația utilităților și analiza de consum

• 4.4    Sustenabilitatea realizării obiectivului de investiții

• 4.4.1     Impactul social și cultural, egalitatea de șanse

• 4.4.2    Estimări privind forța de muncă ocupată prin realizarea investiției

• 4.4.2.1  Număr de locuri de muncă create în faza de execuție

• 4.4.2.2  Număr de locuri de muncă create în faza de operare

• 4.4.3    Impactul asupra factorilor de mediu, inclusiv impactul asupra biodiversită?ii ?i a

siturilor protejate, după caz

• 4.4.3.1    Protecția calității aerului

• 4.4.3.2    Protecția calității apelor

• 4.4.3.3    Protecția împotriva zgomotului și vibrațiilor

• 4.4.3.4    Protecția solului și subsolului

• 4.4.3.5    Protecția așezărilor umane și a altor obiective de interes public

• 4.4.3.6    Protecția biodiversității și a siturilor protejate

• 4.4.3.7    Gospodărirea deșeurilor generate pe amplasament

• 4.4.4    Impactul obiectivului de investiției raportat la contextul natural și antropic în care

acesta se integrează, după caz

• 4.5    Analiza cererii de bunuri și servicii, care justifică dimensionarea obiectivului de investiții ... 135

• 4.6    Analiza energetică

• 4.6.1    Premise de bază pentru analiză

• 4.6.2    Soluții de echipare analizate

• 4.6.3    Necesarul de energie

• 4.6.4    Producții anuale de energie. Consumuri de combustibil. Emisii de CO2

• 4.6.5    Încadrarea în prevederile legislative privind cogenerarea de înaltă eficiență

• 4.6.6    Cheltuieli anuale de exploatare

• 4.7    Analiza financiară a soluțiilor, inclusiv calcularea indicatorilor de performanță financiară: fluxul cumulat, valoarea actualizată netă, rata internă de rentabilitate; sustenabilitatea financiară140

• 4.7.1    Metodologie - analiză financiară

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

• 4.7.2    Costuri investiționale

• 4.7.3    Premise ale analizei financiare

• 4.7.3.1  Premise tehnice

• 4.7.3.2  Premise economice

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118624-B1

  Revizie: 1

  Pag. 8

  
  

• 4.7.4    Evoluția prețurilor utilizate în analiză

• 4.7.4.1  Evoluția prezumată a prețului mediu de achiziționare a certificatelor de emisii CO2 ... 143

• 4.7.4.2  Evoluția prezumată a prețului combustibilului (gaze naturale)

• 4.7.4.3  Evoluția prezumată a prețului la energia electrică livrată

• 4.7.4.4  Evoluția prezumată a prețului la energia termică livrată (la limita centralei)

• 4.7.5    Fluxul financiar al investiției în soluțiile analizate

• 4.7.6    Rezultatele analizei financiare a investiției

• 4.7.7    Sustenabilitatea financiară a proiectului în soluțiile analizate

• 4.8    Analiza economică

• 4.8.1    Metodologie analiză economică

• 4.8.2    Premise analiză economică

• 4.8.3    Analiza costurilor sociale

• 4.8.3.1  Corecții fiscale

• 4.8.3.2  Conversia prețurilor

• 4.8.3.3    Integrarea externalităților: costuri externe, monetare și non-monetare incluzând

aspecte de mediu

• 4.8.4    Analiza beneficiilor sociale

• 4.8.5    Fluxul economic

• 4.8.6    Rezultatele analizei economice

• 4.9    Evaluarea riscurilor

• 4.9.1    Analiza de senzitivitate

• 4.9.1.1  Metodologie analiză de senzitivitate

• 4.9.1.2  Analiza de senzitivitate la variația valorii de investiție

• 4.9.1.3  Analiza de sensibilitate la variația prețului la combustibil (gaze naturale)

• 4.9.1.4  Rezultatele analizei de senzitivitate

• 4.9.2    Analiza de risc calitativă

• 4.9.2.1  Metodologie analiză a riscurilor

• 4.9.2.2  Stabilirea contextului

• 4.9.2.3  Identificarea și analiza riscurilor

• 4.9.2.4  Măsuri de tratare a riscurilor

• 5    SOLUȚIA tehnico-economică recomandată

• 5.1    Comparația soluțiilor propuse, din punct de vedere tehnic, economic, financiar, al

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

sustenabilității și riscurilor

• 5.2    Selectarea și justificarea opțiunii optime recomandate

• 5.3    Descrierea soluției optime recomandată

• 5.3.1    Instalații tehnologice termomecanice

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118624-B1

  Revizie: 1

  Pag. 9

  
  

• 5.3.1.1    Grup de cogenerare cu motor termic - 4 bucăți: MT1, MT2, MT3, MT4

• 5.3.1.2    Instalații termomecanice anexe comune modulelor de cogenerare

• 5.3.1.2.1    Clădire corp auxiliar

• 5.3.1.2.2    Gospodăria de ulei

• 5.3.1.2.3    Stația de aer comprimat

• 5.3.1.2.4    Sistemul umplere și adaos circuit închis agent răcire motoare

• 5.3.1.3  Coș de fum și canale de gaze de ardere

• 5.3.1.4  Sistemul de încălzire al apei de termoficare

• 5.3.1.5  Sistemul de alimentare cu combustibil gazos

• 5.3.1.6  Rețele tehnologice in incintă

• 5.3.1.7  Izolații termice

• 5.3.2    Instalații tehnologice electrice

• 5.3.2.1  Funcțiuni și cerințe

• 5.3.2.2  Descrierea schemei electrice

• 5.3.2.2.1    Considerații generale

• 5.3.2.2.2    Sistemul de evacuare a puterii produsă de generatoarele electrice în SEN

• 5.3.2.2.3    Sistemul de alimentare a serviciilor proprii

• 5.3.2.2.4    Sistemul curentului continuu de 220V și tensiune neîntreruptibilă 400 V, 50Hz

• 5.3.2.2.5    Sistemul de comandă, protecție, semnalizare, metering

• 5.3.2.2.6    Sistemul gospodăriei de cabluri electrice și instalației de legare la pământ

• 5.3.3    Instalații de automatizare

• 5.3.3.1  Considerații generale

• 5.3.3.2    Camera de comandă pentru centrala de cogenerare

• 5.3.3.3  Cerințe privind instalațiile tehnologice de automatizare

• 5.3.3.4  Caracteristici tehnice pentru Sistemul Distribuit de Conducere (DCS)

• 5.3.3.4.1    Caracteristici generale pentru DCS

• 5.3.3.4.2    Comunicația

• 5.3.3.4.3    Funcțiile sistemului de conducere DCS

• 5.3.3.4.4    Aparatura locală

• 5.3.3.4.5    Cabluri și materiale de montaj

• 5.3.4     Instalații pentru curenți slabi

Instalațiile pentru curenți slabi includ:

• 5.3.4.1  Sistemul de detecție și semnalizare incendiu

• 5.3.4.2  Sistemul de telefonie

• 5.3.4.3  Sistemul de supraveghere video

• 5.3.4.4  Sistemul de detecție și semnalizare la efracție

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

• 5.3.4.5  Sistemul de control acces

• 5.3.5    Instalații hidrotehnice

• 5.3.5.1    Alimentare cu apă potabilă

• 5.3.5.2    Alimentare cu apă incendiu

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118624-B1

  Revizie: 1

  Pag. 10

  
  

• 5.3.5.3  3. Rețele de canalizare

• 5.3.6    Construcții și rezistență

• 5.3.6.1  Lista obiectelor investiției

• 5.3.6.2  Descrierea obiectelor investiției

• 5.3.6.2.1    Sala motoare

• 5.3.6.2.2    Corpul Auxiliar

• 5.3.6.2.3    Estacada principală pentru conducte

• 5.3.6.2.4    Estacade secundare

• 5.3.6.2.5    Zone Anexele Ulei

• 5.3.6.2.6    Platformele ventilatoare

• 5.3.6.2.7    Transformatorul

• 5.3.6.3  Încadrarea construcțiilor în clase și categorii

• 5.3.7    Arhitectură

• 5.3.7.1  Clădire motoare - corp principal

• 5.3.7.1.1    Din punct de vedere funcțional:

• 5.3.7.1.2    Din punct de vedere constructiv:

• 5.3.7.2  Clădire motoare - corp auxiliar

• 5.3.7.2.1    Din punct de vedere funcțional:

• 5.3.7.2.2    Din punct de vedere constructiv:

• 5.3.8    Instalații aferente construcțiilor

• 5.3.8.1  Instalații de încălzire, ventilare, climatizare și avarie

• 5.3.8.1.1    Clădire motoare termice. Compartiment motoare

• 5.3.8.1.2    Clădire motoare termice. Sistem evacuare gaze arse

• 5.3.8.1.3    Clădire motoare termice. Zonă pompe și schimbătoare de căldură

• 5.3.8.1.4    Clădire auxiliară - Sală pompe termoficare

• 5.3.8.1.5    Clădire auxiliară - Stație electrică servicii proprii inclusiv cameră de comandă

• 5.3.8.2    Instalații sanitare și de stins incendiu

• 5.3.8.2.1    Clădire motoare - corp principal

• 5.3.8.2.2    Clădire motoare - corp auxiliar

• 5.3.8.3    Instalații electrice aferente construcțiilor

• 5.3.8.3.1    Instalația de iluminat interior (iluminat normal și de siguranță);

• 5.3.8.3.2    Instalația de iluminat exterior și perimetral

• 5.3.8.3.3    Instalația de iluminat de balizaj de noapte pentru coș fum

• 5.3.8.3.4    Instalația de prize

• 5.3.8.3.5    Instalația de forță

• 5.3.8.3.6    Instalația de protecție împotriva loviturilor de trăsnet și legare la pământ

• 5.3.9    Lucrări de amenajare teren, drumuri interioare

• 5.3.10  Racordarea la SEN

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

• 5.4    Principalii indicatori tehnico-economici aferenți obiectivului de investiții

• 5.4.1    Indicatori maximali, respectiv valoarea totală a obiectului de investiții, exprimată în lei, cu TVA și, respectiv, fără TVA, din care construcții-montaj (C+M), în conformitate cu devizul general 210

• 5.4.2    Indicatori minimali, respectiv indicatori de performanță

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118624-B1

  Revizie: 1

  Pag. 11

  
  

• 5.4.3    Indicatori economico - financiari

• 5.4.4    Durata estimată de execuție a obiectivului de investiții, exprimată în luni

• 5.5    Prezentarea modului în care se asigură conformarea cu reglementările specific funcțiunii preconizate

• 5.6    Nominalizarea surselor de finanțare

• 5.6.1    Considerații generale

• 5.6.1.1  Surse proprii

• 5.6.1.2  Surse atrase - capital împrumutat

• 5.6.1.3  Surse atrase - fonduri nerambursabile

• 5.6.1.3.1    Fonduri nerambursabile - Fondul pentru Modernizare

• 5.6.1.3.2    Fonduri nerambursabile - Planul Național de Redresare și Reziliență al României (PNRR)

• 5.6.2    Structura de finanțare a investiției în prezentul studiu

• 6    Urbanism, acorduri și avize conforme

• 7    Implementarea investiției

• 7.1    Informații despre entitatea responsabilă cu implementarea investiției

• 7.2    Strategia de implementare

• 7.3    Strategia de exploatare/operare și întreținere

• 7.4    Recomandări privind asigurarea capacității manageriale și instituționale

• 8    Concluzii și recomandări

Tabele

Tabel 2-1 Energia termică produsă/livrată la limita CET Bacău

Tabel 3-1 Estimarea valorii lucrărilor de investiție în soluțiile tehnico-economice analizate - lei

Tabel 4-1: Soluții de echipare a noii centrale de cogenerare

Tabel 4-2 Dimensiunile constructive ale coșurilor de fum

Tabel 4-3 Tipuri de deșeuri posibil a fi generate în construire și funcționare și modul de gestionare al

acestora

Tabel 4-4: Soluții de echipare a noii centrale

Tabel 4-5: Necesarul orar de energie termică CET Bacău

Tabel 4-6: Producții de energie și consumuri de combustibil la funcționarea în cogenerare

Tabel 4-7: Structura cheltuielilor anuale de exploatare

Tabel 4-8 Investiții (exclusiv TVA) și durata de implementare

Tabel 4-9 Eșalonarea valorilor de investiții (exclusiv TVA)

Tabel 4-10: Date tehnice în soluțiile analizate

Tabel 4-11 Calcul CMPC

Tabel 4-12 Rezultatele analizei financiare a investiției

Tabel 4-13 Rezultatele analizei economice

Tabel 4-14 Influența variației investiției asupra indicatorilor de performanță financiară și economică

• -    Soluția 1 -

Tabel 4-15 Influența variației investiției asupra indicatorilor de performanță financiară și economică

• -    Soluția 2 -

Tabel 4-16: Influența prețului gazelor naturale asupra indicatorilor de performanță financiară și

economică - Soluția 1 -

Tabel 4-17: Influența prețului la combustibil (gaze naturale) asupra indicatorilor de performanță financiară și economică - Soluția 2

Tabel 4-18: Determinarea variabilelor critice - Soluția 1

Tabel 4-19: Determinarea variabilelor critice - Soluția 2

Tabel 4-20: Determinarea pragurilor de retabilitate - Soluția 1

Tabel 4-21: Determinarea pragurilor de retabilitate - Soluția 2

Tabel 4-22 Riscuri identificate la nivelul proiectului

Tabel 4-23 Măsuri de tratare a riscurilor identificate la nivelul proiectului

Tabel 5-1: Soluții de echipare ale noii centrale

Tabel 5-2: Costuri investiționale pentru cele două soluții analizate

Tabel 5-3: Date tehnice în soluțiile analizate

Tabel 5-4 Rezultatele analizei economice

Tabel 5-5 Valoarea totală de investiție pentru soluția optimă

Tabel 5-6 Indicatori tehnici de performanță aferenți soluției optime

Tabel 5-7 Rezultatele analizei financiare a investiției

Tabel 5-8 Rezultatele analizei economice

Tabel 5-9: Certificate ce revin României pentru FM - 2021-2030

Tabel 5-10 Sursele de finanțare a investiției în soluția optimă

Tabel 8-1: Soluții de echipare a noii centrale de cogenerare

Tabel 8-2 Rezultatele analizei financiare a investiției

Tabel 8-3 Rezultatele analizei economice

Figuri

Figura 2-1 Curba clasată a cererii de energie termică - 2019

Figura 2-2 Curba clasată a cererii de energie termică - 2020

Figura 3-1 Temperaturi medii lunare și precipitații - municipiul Bacău

Figura 3-2 Temperaturi maxime lunare - municipiul Bacău

Figura 3-3 Zonarea valorilor de referință ale presiunii dinamice a vântului, qb (kPa), având IMR = 50 ani

Figura 3-4 Harta de zonare a valorii caracteristice a încărcării din zăpadă pe sol

Figura 3-5 România- Zonarea valorilor de vârf ale accelerației terenului pentru proiectare

Figura 3-6 Zonarea teritoriului României în termeni de perioada de control (colț), Tc a spectrului de

răspuns

Figura 3-7 Graficul de realizare a investiției în soluția 1

Figura 3-8 Graficul de realizare a investiției în soluția 2

Figura 4-1 Evoluția prețului mediu de achiziție a certificatelor de emisii de CO2

Figura 4-2 Evoluția prețului gazelor naturale

Figura 4-3 Evoluția prețului mediu de vânzare a energiei electrice

Figura 4-4 Evoluția prețului la energia termică

Figura 4-5 Evoluția fluxului financiar al investiției - Soluția 1

! ! !

Figura 4-6 Evoluția fluxului financiar al investiției - Soluția 2

Figura 4-7 Analiza de sustenabilitate financiară - Solutia 1

Figura 4-8 Analiza de sustenabilitate financiară - Soluția 2

Figura 4-9 Evoluția fluxului economic - Soluția 1

Figura 4-10 Evoluția fluxului economic - Soluția 2

Figura 4-11 Evoluția VNAF/C și VNAE în funcție de variația valorii de investiție - Soluția 1

Figura 4-12 Evoluția RIRF/C și RIRE în funcție de variația valorii de investiție - Soluția 1

Figura 4-13 Evoluția VNAF/C și VNAE în funcție de variația valorii de investiție - Soluția 2

Figura 4-14 Evoluția RIRF/C și RIRE în funcție de variația valorii de investiție - Soluția 2

Figura 4-15 Evoluția VNAF/C și VNAE în funcție de variația prețului la combustibil - Soluția 1

Figura 4-16 Evoluția RIRF/C și RIRE în funcție de variația prețului gazelor naturale - Soluția 1

Figura 4-17 Evoluția VNAF/C și VNAE în funcție de variația prețului la gazele naturale - Soluția 2

Figura 4-18 Evoluția RIRF/C și RIRE în funcție de variația prețului la combustibil - Soluția 2

Figura 4-19 Analiza de senzitivitate - VNAF/C - Soluția 1

Figure 4-20 Analiza de senzitivitate - VNAE - Soluția 1

Figura 4-21 Analiza de senzitivitate - VNAF/C - Soluția 2

Figura 4-22 Analiza de senzitivitate - VNAE - Soluția 2

ANEXE                                                                 nr. pag.

Formular cod: FPM-03.01-01-02

ANEXA A	Caiet de Sarcini privind achiziția serviciilor de proiectare Studiu de Fezabilitate pentru proiectul "Centrală de cogenerare hibridă"	25
ANEXA B	Minuta nr. 1 din 11.10.2022 a Sedinței de coordonare și clarificări între Thermoenergy Group SA și ISPE Proiectare și Consultanță SA	4
ANEXA C	Scheme termice de principiu în soluțiile analizate	2
ANEXA C1	Schema termică de principiu - Soluția 1	1
ANEXA C2	Schema termică de principiu - Soluția 2	1

ANEXA D	Lista de echipamente termomecanice	4
ANEXA D1	Lista de echipamente termomecanice - Soluția 1	2
ANEXA D2	Lista de echipamente termomecanice - Soluția 2	2
ANEXA E	Lista de echipamente instalații electrice tehnologice	4
ANEXA E1	Lista de echipamente instalații electrice tehnologice - Soluția 1	2
ANEXA E2	Lista de echipamente instalații electrice tehnologice - Soluția 2	2
ANEXA F	Lista de echipamente instalații de automatizare	2
ANEXA G	Arhitectura Sistem de Conducere	2
ANEXA G1	Arhitectura Sistem de Conducere - Soluția 1	1
ANEXA G2	Arhitectura Sistem de Conducere - Soluția 2	1
ANEXA H	Deviz general	36
ANEXA H1	Deviz general - Soluția 1	18
ANEXA H2	Deviz general - Soluția 2	18
ANEXA I	Cheltuieli anuale	2
ANEXA J	Analiza financiară a investiției	6
ANEXA J1	Analiza financiară a investiției - Soluția 1	3
ANEXA J2	Analiza financiară a investiției - Soluția 2	3
ANEXA K	Analiza de sustenabilitate	6
ANEXA K1	Analiza de sustenabilitate - Soluția 1	3
ANEXA K2	Analiza de sustenabilitate- Soluția 2	3
ANEXA L	Analiza economică	6
ANEXA L1	Analiza economică- Soluția 1	3
ANEXA L2	Analiza economică- Soluția 2	3

PIESE DESENATE                                                 format

Clădire Motoare Plan cota +0.00 Soluția 1 - 8972/2022-2-D0102298-R1	A2
Clădire Motoare Plan cota +0.00 Soluția 2 - 8972/2022-2-D0102208-R1	A2
Clădire Motoare Plan cota +5.00; +9.00 Soluția 2 - 8972/2022-2-D0102210-R1	A2
Schema tehnologică. Soluția 1 - 8972/2022-2-D0102280-M0	A2
Schema tehnologică. Soluția 2 - 8972/2022-2-D0102281-M0	A2
Schema monofilară Soluția 1 - 8972/2022-2-D0102274 - E0	A1
Schema monofilară Soluția 2 - 8972/2022-2-D0102275 - E0	A1

1 INFORMAȚII GENERALE PRIVIND OBIECTIVUL DE INVESTIȚII

• 1.1     Denumirea obiectivului de investiții

Elaborare Studiu de Fezabilitate (SF) "Centrală de cogenerare hibridă” în Municipiul Bacău.

• 1.2    Ordonator principal de credite/investitor

Municipiul Bacău - Thermoenergy Group SA Bacău

• 1.3     Beneficiarul investiției

Municipiul Bacău - Thermoenergy Group SA Bacău

• 1.4    Elaboratorul studiului de fezabilitate

Elaboratorul studiului de fezabilitate este ISPE PROIECTARE ȘI CONSULTANȚĂ S.A. cu sediul în B-dul Lacul Tei nr.1-3, Sector 2, București, cod poștal 020371, înregistrată la Oficiul Registrul Comerțului nr. J40/17658/11.12.2018, Cod înregistrare fiscală RO40284726, COD IBAN: RO08BRDE450SV76408744500 deschis la BRD GSG (România), tel.0372821076, fax. 021/2102334.

• 2 SITUAȚIA EXISTENTĂ ȘI NECESITATEA REALIZĂRII OBIECTIVULUI DE INVESTIȚII

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

Măsurile de eficiență energetică nu sunt doar un mijloc de aprovizionare sustenabilă cu energie, de reducere a emisiilor de gaze cu efect de seră, de îmbunătățire a securității în aprovizionare și de reducere a costurilor la import, ci și un mijloc de promovare a competitivității UE.

Eficiența energetică este o prioritate strategică, iar Uniunea Europeană promovează principiul „eficiența energetică pe primul loc”.

Una dintre problemele generate de contextul actual european și mondial generat de criza energetică, accentuează preocuparea UE și promovarea investițiilor în eficiență energetică.

În conformitate cu prevederile Pactului Verde European, soluțiile de cogenerare de înaltă eficiență contribuie semnificativ la reducerea emisiilor în direcția transformării Europei într-o societate neutră din punct de vedere climatic, cu o economie modernă și eficientă sub aspectul utilizării resurselor. Cogenerarea prezinta un avantaj tehnologic care îi permite să fie cea mai bună completare a sistemelor de producere de energie regenerabilă eoliană și solară.

Producerea și utilizarea energiei generează peste 75 % din emisiile de gaze cu efect de seră la nivelul Uniunii Europene.

În contextul funcționării pieței interne de energie și din perspectiva necesității siguranței în aprovizionare și a protecției și conservării mediului înconjurător, politica energetică a UE urmărește în principal:

• •    promovarea eficienței energetice și a economiei de energie;

• •    dezvoltarea surselor regenerabile de energie;

• •    reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră.

> Strategii și acte normative în care se încadrează obiectivul de investiții propus:

• •    Pactul verde european este strategia UE pentru atingerea obiectivului său în privința climei până în 2050.

Pactul verde european, lansat de Comisie Europeană în decembrie 2019, este un pachet de inițiative care acoperă domeniul climei, al mediului, al energiei, al transporturilor, sectorul industrial, agricultura și finanțarea durabilă, toate acestea fiind puternic interconectate cu obiectivul final de a atinge neutralitatea climatică până în 2050.

În 2021 Comisia Europeană a lansat pachetul „Pregătiți pentru 55”, parte a Pactului verde european. „Pregătiți pentru 55” se referă la obiectivul UE de a reduce emisiile nete de gaze cu efect de seră cu cel puțin 55 % până în 2030. Pachetul propus vizează alinierea legislației UE la obiectivul pentru 2030.

Pachetul legislativ „Pregătiți pentru 55” este un set de propuneri de revizuire și actualizare a legislației UE și de punere în aplicare a unor noi inițiative cu scopul de a asigura conformitatea politicilor UE cu obiectivele climatice convenite de Consiliu și de Parlamentul European. În domeniile energie și mediu, Pachetul „Pregătiți pentru 55” include:

• -    revizuirea actualei directive privind eficiența energetică prin creșterea valorii obiectivului actual la nivelul UE privind eficiența energetică de la 32,5 % la 36 % pentru consumul final și la 39 % pentru consumul de energie primară;

• -    dispoziții pentru a accelera eforturile statelor membre în materie de eficiență energetică, cum ar fi: obligații anuale sporite privind economiile de energie și noi norme care vizează reducerea consumului de energie al clădirilor din sectorul public, precum și măsuri specifice de protejare a consumatorilor vulnerabili.

• -    revizuirea Directivei privind energia din surse regenerabile cu propunerea de a crește obiectivul actual de la nivelul UE, care este de cel puțin 32 % de energie din surse regenerabile în mixul energetic global, la cel puțin 40 % până în 2030.

• -    modificări ale schemei existente a UE de comercializare a certificatelor de emisii (EU ETS), care ar trebui să conducă la o reducere globală a emisiilor în sectoarele vizate cu 61 % până în 2030, comparativ cu 2005.

Implementarea directivelor europene reprezintă o schimbare radicală în politicile naționale și în modul de abordare a problematicii de mediu, schimbare ce implică costuri investiționale consistente și pe termen lung.

• •    Strategie energetică a României 2022^2030, cu perspectiva anului 2050 - la cap.II.2. -Energie curată și eficiență energetică, este menționat faptul că transformarea profundă a sistemului energetic, decarbonarea, eficiența și securitatea energetică sunt și vor fi interdependente. Această interdependență trebuie corelată cu progresul tehnologic, stocarea, descentralizarea, digitalizarea și adaptarea arhitecturii rețelelor. Ca recunoaștere a faptului că eficiența energetică este cea mai importantă sursă internă de energie din Europa, aceasta este considerată un principiu fundamental aplicat în elaborarea politicilor și a planurilor de investiții, în sectorul energetic, pentru atingerea țintelor de neutralitate climaterică, și totodată, o prioritate strategică la nivelul Uniunii Europene.

Implementarea directivelor europene reprezintă o schimbare radicală în politicile naționale și în modul de abordare a problematicii de mediu, schimbare ce implică costuri investiționale consistente și pe termen lung.

Pentru conformarea la prevederile Pactului Verde European privind reducerea emisiilor de CO2 prin utilizarea hidrogenului, Autoritatea Locală a aprobat reactualizarea Strategiei de alimentare cu energie termică a Municipiului Bacău, până la nivelul anului 2033, în care este trasată ca măsură investițională - realizarea unei centrale de cogenerare hibridă ca sursă de producere în vederea asigurării continuității furnizării energiei termice în cazul unor dezechilibre majore pe piața gazelor naturale.

• > Legislație aferentă proiectului de investiții

Atât lucrările de construcții/montaj pentru noile instalații propus a fi real^zate, cât și funcționarea noii centrale de cogenerare hibridă ce va funcționa în Municipiul Bacău, se vor încadra în prevederile și reglementările din legislația în vigoare la nivel național și anume:

• • Eficiență energetică și cogenerare de înaltă eficiență:

• -    Regulamentul (UE) 2018/1999 al Parlamentului European și al Consiliului privind guvernanța uniunii energetice și a acțiunilor climatice;

• -    Directiva (UE) 2018/2002 a Parlamentului European și a Consiliului de modificare a Directivei 2012/27/UE privind eficiența energetică;

• -    Directiva 2004/8/CE a Parlamentului European și al Consiliului privind promovarea cogenerării pe baza cererii de energie termică utilă pe piața internă a energiei și de modificare a Directivei 92/42/CEE;

• -    Legea energiei electrice și a gazelor naturale nr. 123/2012 - stabilește cadrul de reglementare pentru desfășurarea activităților în sectorul energiei electrice și al energiei termice produse în cogenerare, în vederea utilizării optime a resurselor primare de energie în condiții de accesibilitate, disponibilitate și suportabilitate și cu respectarea normelor de siguranță, calitate și protecție a mediului.

• -    Legea nr. 121/2014 privind eficiența energetică, cu modificările și completările ulterioare, lege prin care s-a transpus în legislația națională Directiva 2012/27/UE privind eficiența energetică - impune promovarea eficienței energetice în ceea ce privește serviciile de încălzire și răcire;

• -    Ordonanța de urgență nr. 184/2020 pentru modificarea și completarea Legii nr. 121/2014 privind eficiența energetică;

• -    Legea serviciilor comunitare de utilități publice nr. 51/2006 - stabilește cadrul juridic și instituțional unitar, obiectivele, competențele, atribuțiile și instrumentele specific necesare înființării, organizării, gestionării, finanțării, exploatării, monitorizării și controlului funcționării serviciilor comunitare de utilități publice. Potrivit acestei legi, autoritatea de reglementare competentă în domeniu este: Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE) și autoritățile administrației publice locale, după caz;

• -    Legea serviciului public de alimentare cu energie termică nr. 325/2006 -reglementează desfășurarea activităților specifice serviciilor publice de alimentare cu energie termică utilizată pentru încălzirea și prepararea apei calde de consum, face referire la producerea, transportul, distribuția și furnizarea energiei termice în sistem centralizat, în condiții de eficiență și la standarde de calitate, în vederea utilizării optime a resurselor de energie și cu respectarea normelor de protecție a mediului.

• -    Legea nr. 196/2021 pentru modificarea și completarea Legii serviciului public de alimentare cu energie termică nr. 325/2006;

• -    Ordonanța Guvernului (OG) nr. 36/2006 privind instituirea unor măsuri pentru fucționarea sistemelor centralizate de alimentare cu energie termică a populației prin introducerea unor prețuri locale ale energiei termice facturate populației, prețuri aprobate de către autoritățile administrației publice locale implicate;

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

• -    Ordinul ANRE nr. 37/2017 privind modificarea Metodologiei de calcul pentru stabilirea cantităților de energie electrică produse în cogenerare de înaltă eficiență în vederea certificării prin garanții de origine, aprobată prin Ordinul ANRE nr. 61/2015;

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118624-B1

  Revizie: 1

  Pag. 20

  
  

• -    Ordin ANRE nr. 62/2022 pentru modificarea Metodologiei de monitorizare a serviciului public de alimentare cu energie termică în sistem centralizat și a sistemelor de încălzire și/sau răcire urbană.

• • Evaluarea impactului asupra mediului:

• -    Legea nr. 292/2018 privind evaluarea impactului anumitor proiecte publice și private asupra mediului;

• -    Ordonanța de Urgență nr. 195/2005 privind protecția mediulu, modificată și completată prin L 203/2018; L 292/2018; DCZ 214/2019; L 219/2019; L 123/2020; L 140/2020; L 90/2021;

• • Calitatea aerului:

• -    Legea nr.188/2018 privind limitarea în aer a anumitor poluanți proveniți de la instalații medii de ardere, cu aplicabilitate din 20 decembrie 2018 în cazul instalațiilor de ardere noi;

• -    Decizia (UE) nr.2326/2021 de stabilire a concluziilor privind cele mai bune tehnici disponibile (BAT) pentru instalațiile mari de ardere (IMA);

• -    Legea nr. 278/2013 privind emisiile industriale cu modificările și completările ulterioare;

• -    Legea nr. 104/2011 privind calitatea aerului înconjurător cu modificări și completări ulterioare;

• • Protecția apelor:

• -    Hotărârea Guvernului nr.188/2002 pentru aprobarea unor norme privind condițiile de descărcare în mediul acvatic a apelor uzate, cu modificările și completările ulterioare;

• -    Legea Apelor nr.107/1996 cu modificările și completările ulterioare;

• • Gestionarea deșeurilor:

• -    Directiva 851/2018 de modificare a Directivei 2008/98/CE privind deșeurile (din „Pachetul Economiei Circulare”) - transpusă parțial prin OUG 92_2021_privind regimul deșeurilor;

• -    Legea nr. 99/2021 privind modificarea și completarea Legii nr. 249/2015 privind modalitatea de gestionare a ambalajelor și a deșeurilor de ambalaje;

• -    Directiva 904/2019 privind reducerea impactului anumitor produse din plastic asupra mediului (plasticul de unică folosință și nu numai) transpusă prin Ordonanța nr. 6/2021 privind reducerea impactului anumitor produse din plastic asupra mediului;

• -    Ordonanța de urgență nr. 196/2005 privind Fondul pentru mediu, modificată și completată prin L 232/2016, OUG 48/2017, OUG 74/2018, OUG 50/2019, OUG 108/2021, OUG 136/2021;

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

• -    Ordinul nr. 578/2006 pentru aprobarea Metodologiei de calcul al contribuțiilor și taxelor datorate la Fondul pentru mediu, modificată și completată prin Ordin 1503/2017; Ordin 149/2019;

• -    Hotărârea Guvernului nr. 1061/2008 privind transportul deșeurilor periculoase și nepericuloase pe teritoriul României, modificată și completată prin Legea 203/2018;

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118624-B1

  Revizie: 1

  Pag. 21

  
  

• -    Hotărârea Guvernului nr.856/2002 privind evidența gestiunii deșeurilor și pentru aprobarea listei cuprinzând deșeurile, inclusiv deșeurile periculoase, modificată prin HG 210/2007;

• •    Substanțe periculoase:

- Legea nr. 59/2016 privind controlul asupra pericolelor de accident major în care sunt implicate substanțe periculoase, modificată și completată prin Legea 283/2018;

• •    Sănătatea populației și protecția muncii:

• -    Ordinul nr.119/2014 pentru aprobarea normelor de igienă și sănătate publică privind mediul de viață al populației cu modificări și completări ulterioare;

• -    Legea nr. 319/2006 Securității și Sănătății în Muncă și Normele generale de Protecția muncii;

• -    Legea nr.307/2006 (r1) privind apărarea împotriva incendiilor;

• -    HG nr.300/2006 privind cerințele minime de securitate și sănătate pentru șantierele temporare sau mobile cu modificări ulterioare.

• •    Zgomot:

• -    STAS 10009/2017 - Acustica Urbană;

• -    HG nr.493/2006 privind cerințele minime de securitate și sănătate referitoare la expunerea lucrătorilor la riscurile generate de zgomot cu modificări și completări ulterioare;

• -    HG nr. 1756/2006 - privind limitarea emisiilor de zgomot în mediu produs de echipamente destinate utilizării în exteriorul clădirilor.

• •    Domeniul construcții/montaj pentru noile instalații proiectate și funcționarea centralei de cogenerare hibridă:

• -    HG nr. 273/1994 privind aprobarea Regulamentului de recepție a lucrărilor de construcții și instalații aferente acestora, cu modificări și completări ulterioare;

• -    Legea nr. 10/1995 privind calitatea în construcții, cu modificări și completări ulterioare;

• -    HG nr.51/1996 pentru aprobarea Regulamentului de recepție a lucrărilor de montaj utilaje, echipamente, instalații tehnologice și a punerii în funcțiune a capacităților de producție;

• -    HG nr. 766/1997 pentru aprobarea unor regulamente privind calitatea în construcții, cu modificările și completările ulterioare;

• -    HG nr.668/2017 privind stabilirea condițiilor pentru comercializarea produselor pentru construcții, cu modificări și completări ulterioare;

• -    HG nr.123/2015 privind stabilirea condițiilor pentru punerea la dispoziție pe piață a echipamentelor sub presiune, cu modificări și completări ulterioare;

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

• -    Ordinul MIC nr. 293/1999 pentru aprobarea Normelor Metodologice privind verificarea calității lucrărilor de montaj utilaje, echipamente și instalații tehnologice industriale;

• -    Ordinul MECMA nr. 1277/2016 privind aprobarea Listei standardelor române care adoptă standardele europene armonizate referitoare la echipamente sub presiune;

• -    Legea nr. 64/2008 privind funcționarea în condiții de siguranță a instalațiilor sub presiune, instalațiilor de ridicat și a aparatelor consumatoare de combustibil;

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118624-B1

  Revizie: 1

  Pag. 22

  
  

• -    HG nr. 188/2002 pentru aprobarea unor norme privind condițiile de descărcare în mediul acvatic a apelor uzate;

• -    OG nr.95/1999 privind calitatea lucrărilor de montaj utilaje, echipamente și instalații tehnologice industriale;

• -    Legea gazelor nr. 351/2004;

• -    Ordinul MIC nr. 323/2000 pentru aprobarea unor regulamente privind calitatea lucrărilor de montaj;

• -    Ordinul ANRE nr. 29/2016 pentru aprobarea Regulamentului privind furnizarea gazelor naturale la clienții finali;

• -    Ordinul ANRE nr. 5/2009 privind aprobarea Normelor tehnice pentru proiectarea, executarea si exploatarea sistemelor de alimentare cu gaze naturale;

• -    Ordin ANRE nr. 25/2010pentru aprobarea Regulamentului general de manevre în instalațiile electrice de medie și înaltă tensiune, cod NTE 009/10/00;

• -    PE 224/1989 - Normativ pentru proiectarea instalațiilor termomecanice ale termocentralelor;

• -    PE 101/85 și PE 101A/85 Normativ pentru construcția instalațiilor electrice de conexiuni și transformare cu tensiunea peste 1kV;

• -    PE102/86 Normativ pentru instalații electrice de c.a. cu tensiuni U 1kV;

• -    PE 113/95 Normativ pentru proiectarea instalațiilor electrice de servicii proprii de curent alternativ ale centralelor termoelectrice și de termoficare;

• -    PE 501/85 Normativ privind proiectarea protecțiilor prin relee și automatizărilor electrice ale centralelor și stațiilor (actualizare 1993);

• -    PE 504/96 Normativ pentru proiectarea sistemelor de circuite secundare ale stațiilor electrice (revizuit în 2012 ca NTE 011/12/00)

• -    PE 140/79 Îndrumar privind criteriile de identificare a stărilor critice în funcționarea sistemului energetic și măsuri pentru limitarea avariilor

• -    PE 112/93 - Normativ pentru proiectarea instalațiilor de curent continuu din centrale și stații electrice;

• -    PE 248/96 Instrucțiuni privind proiectarea antiseismică a instalațiilor și echipamentelor energetice din centralele electrice clasice.

• •    Acorduri și structuri instituționale și financiare

Regulamentul Parlamentului European și Consiliului UE nr.943/2019 privind piața internă de energie electrică, urmărește să ofere clienților finali - casnici și industriali - o alimentare cu energie sigură, securizată, durabilă, competitivă și la prețuri accesibile. În concordanță cu acest Regulament, sistemul energetic al Uniunii traversează în prezent perioada cu cele mai profunde schimbări din ultimele decenii, iar piața de energie se află în centrul acestui proces de schimbare.

Obiectivul comun de reducere a emisiilor de CO2 la nivelul sistemului energetic creează noi oportunități și provocări pentru participanții la piață. În același timp, progresele tehnologice permit noi forme de participare a consumatorilor și de cooperare transfrontalieră. Având la bază Tratatul privind funcționarea Uniunii Europene, sunt stabilite norme pentru a asigura

funcționarea pieței interne de energie electrică și include anumite cerințe legate de eficiența energetică, de dezvoltarea de energie din surse regenerabile și de politica de mediu.

Din considerente de securitate a aprovizionării cu energie, Dependența Uniunii Europene de importurile de energie, în special de petrol și gaze naturale, reprezintă baza preocupărilor în sfera politicii energetice din ultima perioadă.

Strategia energetică 2030 și perspectivele pentru 2050, asigură un cadru de politici privind clima și energia, având drept obiectiv pe termen lung o reducere cu 80-95 % a emisiilor de gaze cu efect de seră la nivelul UE.

Evoluția pieței de energie poate fi influențată de o serie de structuri instituționale și financiare, atât în ceea ce privește producția de energie electrică și termică, cât și consumul. Astfel:

• •    schimbările legislative bruște, care nu au la bază o analiză pertinentă a efectelor acestora, conduc la lipsa predictibilității pieței, afectând în mod direct atât producătorii, cât și consumatorii de energie electrică și termică;

• •    modificările legislative pot restrânge posibilitatea producătorilor de a-și maximiza veniturile din producție;

• •    constrângerile provocate de izbucnirea unor crize politice și/sau economico-financiare globale conduc la sincope în aprovizionarea cu combustibil, la scăderea consumului și, implicit a producției producției de energie electrică și termică.

Pentru îndeplinirea dezideratelor privind atât piața de energie electrică și termică, cât și protecția mediului la nivel național și global, anumite instituții publice și financiare acordă granturi și împrumuturi dedicate sectorului energetic. Printre acestea se numără:

• •    Fondul de Modernizare este un mecanism financiar finanțat prin licitarea pe piață a 2% din totalul certificatelor de carbon alocate statelor membre prin schema EU-ETS pentru perioada 2021-2030, în vederea tranziției către neutralitatea climatică prin susținerea investițiilor privind îmbunătățirea eficienței energetice, generarea și utilizarea energiei din surse regenerabile și stocarea energiei .

• •    BERD și BEI - răspund nevoilor specifice de investiții sustenabile în concordanță cu politica UE de investiții, ținând seama de efectele schimbărilor climatice, în sectoarele: regenerabile, eficiență energetică, eficientizarea sistemelor centralizate de producere, transport și distribuție a energiei termice, etc.

Prin implementarea unei unități hibride de producere în cogenerare de înaltă eficiență pe gaze a energiei electrice și termice în sectorul încălzirii centralizate din Municipiul Bacău, beneficiarul proiectului își manifestă responsabilitatea unui impact pozitiv asupra mediului și realizarea unei decarbonizări profunde în zonă.

• 2.2 Analiza situației existente și identificarea deficiențelor

Societatea THERMOENERGY GROUP S.A. Bacău s-a înființat conform HCL nr. 186/2014 și HCL nr. 193/2014 ale municipiului Bacău, prin înscrierea la O.R.C. cu J4/882/2014 la data de 25.09.2014, cod de înregistrare fiscală RO33620670 și deține calitatea de unic operator al serviciului public de furnizare energie termică în municipiul Bacău.

Obiectul principal de activitate este producerea, transportul, distribuția și furnizare energiei termica în sistem centralizat - diviziunea CAEN 35 - producția și furnizarea de energie electrică și termică, gaze, apă caldă și aer condiționat, grupa 353 - furnizarea de abur și aer condiționat.

Thermoenergy Group SA, în calitatea sa de operator al sistemului centralizat de alimentare cu energie termica (SACET), își propune, ca obiectiv, o îmbunătățire substanțială a activității sale principale, prin:

• •    asigurarea si garantarea accesului utilizatorilor în mod nediscriminatoriu la rețele termice de încălzire și apă caldă de consum;

• •    utilizarea eficientă a surselor de energie;

• •    asigurarea continuității serviciului public de alimentare cu energie termica;

• •    accesibilitatea prețurilor la consumatori prin asigurarea rentabilității financiare în producerea, transportul și distribuția energiei termice;

• •    siguranță și fiabilitate în alimentarea cu energie termică;

• •    reducerea impactului negativ asupra mediului;

• •    implementarea de tehnologii noi;

• •    respectarea legislației naționale și alinierea la legislația Uniunii Europene în domeniul energiei și protecției mediului;

• •    asigurarea măsurării corecte a energiei consumate.

• 2.2.1    Descrierea SACET din Bacău

Sistemul de alimentare centralizată cu energie termică (SACET) Bacău este compus dintr-o serie de instalații și echipamente termoenergetice care în prezent sunt operate și gestionate în baza contractului de delegare a gestiunii serviciului public de alimentare cu energie termica în sistem centralizat din Municipiul Bacău nr. 69695/1088/15.11.2018, de către S.C. Thermoenergy Group S.A. Bacău, în calitate de operator comercial specializat.

SACET are următoarele componente principale:

• •    sursele de producere a energiei termice: CET Bacău I - Chimiei; CET Bacău II - Letea; Centrale termice de cvartal;

• •    rețelele termice de transport care asigură transportul agentului termic între sursă și punctele/modulele termice;

• •    punctele termice - asigură transferul energiei termice de la agentul termic furnizat din rețeaua de transport către agentul termic pentru rețeaua de distribuție;

• •    modulele termice - asigură transferul energiei termice de la agentul termic furnizat din rețeaua de transport către agentul termic pentru rețeaua de distribuție;

• •    rețelele termice de distribuție - asigură distributia energiei termice de la punctele/modulele termice către consumatorii finali;

• •    consumatorii finali - operatori economici, instituții publice și locuințe.

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

Serviciul public de alimentare cu energie termică în sistem centralizat Bacau face parte din sfera serviciilor comunitare de utilități publice și cuprinde totalitatea activitătilor privind producerea, transportul, distributia și furnizarea energiei termice, desfășurate la nivelul unității

administrativ- teritoriale Bacău, sub conducerea, coordonarea, controlul și responsabilitatea autorității administrației publice locale, în scopul asigurării energiei termice necesare încălzirii și preparării apei calde de consum pentru populatie, institutii publice, obiective social-culturale și operatori economici, după următoarele principii:

• -    utilizarea eficientă a resurselor energetice;

• -   dezvoltarea durabilă a unităților administrativ-teritoriale;

• -  diminuarea impactului asupra mediului;

• -    promovarea cogenerării de înaltă eficientă și utilizarea surselor noi și regenerabile de energie;

• -    reglementarea și transparența tarifelor și prețurilor energiei termice;

• -    asigurarea accesului nediscriminatoriu al utilizatorilor și producătorilor de energie termică la rețelele termice și la serviciul public de alimentare cu energie termică, în condițiile legii;

• -    «un condominiu - un sistem de încălzire având la bază multiple solutii tehnice de încălzire ce pot utiliza în mod unic sau combinat mai multe surse de materie primă energetică, asigurând reducerea emisiilor de carbon și un grad înalt de eficiență energetică»;

• -    sănătatea populației;

• -    protejarea investițiilor în sistemul de alimentare cu energie termică realizate de către autoritătile administrației publice locale sau alți investitori;

• -    utilizarea și montarea unor instalații și echipamente a căror performanțe să asigure și să garanteze gradul de sigurantă impus de legislația în vigoare pentru infrastructură și pentru sănătatea populației.

SACET Bacău funcționează conform curbei clasate a necesarului de căldură, care ia în considerare temperatura exterioară, astfel încât, alura curbei este diferită de la un an la altul.

În figurile următoare sunt prezentate curbele clasate ale sarcinii termice din 2019, respectiv 2020.

• • Sarcina termică SACET Bacău (MWt)

• - CCGT (MWt)

ITG3(MWt)

Sarcina termică surse de vârf (MWt)

• 2.2.2    Surse de producere a energiei termice și electrice

Sursa de producere a energiei electrice și termică a suferit modificări în perioada 2012-2014, ca urmare a renunțării la funcționarea cu combustibil solid. Prin realizarea proiectelor finanțate prin POS Mediu Axa 3 „Retehnologizarea sistemului de termoficare din Municipiul Bacău în vederea conformării la normele de protectia mediului privind emisiile poluante în aer și pentru creșterea eficientei în alimentarea cu căldură urbană", s-a retehnologizat cazanul de apă fierbinte CAF 100 Gcal/h din CET Bacău II Letea și s-a instalat un nou grup de cogenerare cu ciclu combinat gaze-abur de 10,95 MWe în CET Bacău I Chimiei. Ca urmare, s-a trecut în conservare grupul energetic de 50 MW pe lignit și s-a închis depozitul de zgură și cenușa din satul Ruși Ciutea, comuna Letea Veche.

Noua configurație a surselor de producere asigură respectarea cerintelor BAT, cu performante și eficiență ridicată, cu grad de cogenerare superior, reducându-se nivelul de poluare al mediului înconjurător.

• a)    CET Bacău I Chimiei nr. 6 cu următoarele echipamente principale de producere agent termic:

• •    1 grup de cogenerare cu turbină cu gaze cu cazan recuperator (ITG3) cu putere electrică de 14 MWe și putere termică de 22 MWt, cu un cazan ajutator de apă fierbinte pe gaze naturale LOOS de 3 MWt pentru preluarea sarcinilor de vârf sau compensarea sarcinii unității de cogenerare cu turbină cu gaze;

• •    1 grup de cogenerare cu ciclul combinat gaze - abur (CCGT) cu putere termică de 14 MWt și putere electrică de 10,95 MWe, compus din turbina cu gaze, turbină cu abur cu contrapresiune și cazan recuperator cu ardere suplimentară.

• •    2 cazane de abur auxiliar de 10 t/h fiecare, necesare pentru degazarea apei de adaos.

• b)    CET Bacău II Letea nr. 28 are în compunere, ca echipamente principale, următoarele:

• • Un cazan de apă fierbinte (CAF) de 116 MWt cu funcționare pe gaze naturale - reabilitat în anul 2014. Pentru îndeplinirea cerintelor de mediu, din anul 2022, puterea termică se va reducere la 48 MWt.

Cantitatea de energie termică produsă/livrată în CET Bacău pentru încălzire și prepararea apei calde de consum și modul de asigurare, în ultimii ani de fucționare, se prezintă în tabelul de mai jos.

Tabel 2-1 Energia termică produsă/livrată la limita CET Bacău

Specificație	U.M.	Anul 2019	Anul 2020	Anul 2021
Energie termică produsă	MWh/an	245.419	213.587	219.283
Energie termică livrată pentru incălzire și preparare apă caldă de consum	MWh/an	225.404	201.357	206.511
Participația CAF la producerea energiei termice pentru încălzire și apă caldă de consum din CAF	%	45	34	49

• c)    Centrale termice insulare (locale)

Sistemul de termoficare al Municipiului Bacău are în momentul de față, în exploatare, șapte centrale termice insulare. Acestea sunt echipate cu cazane cu funcționare pe gaze naturale. Centrala Bistrița a fost modernizată în anul 2002, iar restul centralelor termice nu sunt modernizate, funcționând dinainte de anul 1970.

Înainte de Etapa I a POS Mediu Axa 3, se aflau în exploatare 10 centrale termice insulare. După începerea Etapei I-a POS Mediu Axa 3 a fost pusă în evidență oportunitatea racordării consumatorilor a trei dintre aceste centrale termice și 2 puncte termice nemodernizate la sistemul centralizat de încălzire, în varianta de extindere a retelei de transport cu aproximativ 2,8 km de traseu cu două fire de agent termic de transport și înlocuirea echipamentelor existente cu module termice, în acest caz se află CT 4/6 - 9 Mai, CT 3/2 Mărășești, CT Primărie și blocul nr. 4 din str. Erou Gheorghe Rusu, care este racordat la CT 3/5 Dr. Aroneanu, unde au fost dezafectate echipamentele existente și transformate în module termice.

• 2.2.3    Sistemul de transport energie termică

Lungimea rețelei termice de transport este de cca. 34,5 km, din care cu amplasare subterană aproximativ 70%, restul fiind rețea supraterană. Rețeaua de transport este compusă din 3 ramuri: Republicii (traseu: Metalurgiei - Bicaz - Chimiei - Aeroportului până în zona URA), Cornișa (traseu: Letea - Cornișa - Aleea Ghioceilor - Zona Centru - Casa de cultură) și Sofert (traseu: Garofiței - Oituz - 9 Mai - Vântului până în zona Nord, strada Aprodul Purice - Podul cu Lanțuri, cu ramificație în zona Bistrița Lac).

• 2.2.4    Puncte termice

Din rețelele termice de transport sunt alimentate:

• •    55 de puncte termice din care sunt alimentați consumatorii de tip urban și asimilați, cu o putere termică instalată de 302,297 MWt (din care 34 au fost modern^zate complet în perioada 2006-2007, prin montarea de schimbătoare de căldură cu plăci pentru încălzire și apă caldă de consum, pompe cu convertizoare de frecvență, țevi noi, distribuitoare/colectoare noi, sisteme de automatizare și dispecerizare, sisteme de contorizare a energiei termice și a debitelor de apă de adaos);

• •    41 de module termice din care sunt alimentați consumatorii de tip urban și asimilați, puterea termică totală instalată fiind de 17,195 MWt;

• •    12 puncte termice aparținând unor agenți economici, puterea termică totală instalată fiind de 45,09 MWt.

• 2.2.5    Sistemul de distribuție energie termică

Lungimea totală a rețelei de distribuție din Bacău este de 116 km, sitem arborescent având în componență 3 conducte: încălzire tur-retur și apă caldă de consum În cazul rețelelor modernizate există și o a patra conductă de recirculare. Diametrele sunt cuprinse intre Dn 25 mm și Dn 250 mm (încălzire) și între Dn 32 mm și Dn 125 mm (apă caldă de consum), relizate în sistema clasic, amplasate subteran în canale nevizitabile.

• 2.2.6    Situația la consumatori

În prezent, la sfârșitul anului 2021, consumatorii finali beneficiari ai serviciului de alimentare centralizată cu energie termică din municipiul Bacău sunt:

• •    persoane fizice, respectiv 13350 locuințe;

• •    persoane juridice reprezentate de:

• o    60 operatori economici;

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

• o    30 instituții publice și alți consumatori social-culturali.

Contorizarea branșamentelor termice este de 93% pentru încălzire și 85% pentru apă caldă de consum.

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

În regim de iarnă, puterea termică maximă necesară pentru asigurarea din CET Bacău a cantității de energie termică pentru încălzire și preparare apă caldă de consum este de 88 MWt. În situația existentă energia termică pentru încălzire și preparare apă caldă de consum este produsă în CET Bacău din următoarele echipamente:

• •    ITG3 - putere termică instalată 22 MWt,

• •    CCGT - putere termică instalată 14 MWt

• •    CAF - putere termică instalată 116,3 MWt (din 2022, puterea termică maximă 48 MWt). Această funcționare conduce la, în cazul indisponibilității CAF-ului, la imposibilitatea livrării cantității de căldură solicitate, neexistînd capacitate de rezervă pentru producerea apei fierbinți, ceea ce ar putea genera neasigurarea cererii de căldură și posibilitatea debranșării consumatorilor urbani de la SACET.

Ca urmare, noua instalalație de cogenerare de înaltă eficiență - unitate de cogenerare hibridă flexibilă cu funcționare cu gaze natural și/sau cu hidrogen va determina:

• -    creșterea gradului de siguranță în fucționare a CET Bacău;

• -    scăderea consumului de combustibil convențional (gaze naturale) și a emisiilor de CO2, datorată atât eficienței energetice superioare, cât și posibilității funcționării parțiale cu hidrogen;

Investiția propusă va conduce:

• -    energie termică produsă în cogenerare, care care va înlocui în mare măsură (aproximativ 80%) energia termică produsă în prezent de CAF;

• -    energie electrică produsă în cogenerare, care va înlocui o cantitate echivalentă de energie electrică produsă din surse pe cărbune.

• 2.4    Obiective preconizate a fi atinse prin realizarea investiției publice

În contextul actual al pieței de energie termică și electrică, decarbonarea sistemului de încălzire, respectiv reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră la nivelul municipiului Bacău și îmbunătățirea calității aerului, reprezintă un deziderat major al UAT Municipiul Bacău, ca entitate responsabilă pentru asigurarea serviciului public de alimentare cu energie termică și a societății Thermoenergy Group SA Bacău, operatorul SACET.

Prin realizarea noii instalații de cogenerare de înaltă eficiență în CET Bacău se va produce în cogenerare energie termică furnizată consumatorilor arondați SACET și energie electrică tranzacționată pe piețele de energie electrică din România.

Scopul studiului constă în realizarea analizei comparative a soluțiilor tehnice cu grupuri de cogenerare care vor funcționa în cadrul curbei de sarcină termică a SACET Bacău.

Principalele obiective urmărite prin implementarea instalației propuse, constau în:

• -    dezvoltarea unor capacități de cogenerare, flexibile și de înaltă eficiență, pe gaze naturale, care să asigure continuitatea, calitatea și siguranța alimentării cu energie termică în sistemul centralizat de termoficare din Bacău, pe perioada de iarnă;

• -    susținerea obiectivelor naționale de decarbonizare, prin scăderea consumului de gaze natural și înlocuirea cărbunelui din mixul energetic;

• -    posibilitatea utilizării gazelor naturale în amestec cu hidrogenul în grupurile de cogenerare;

• -    creșterea eficienței în alimentarea cu energie termică a populației;

• -    reducerea cantități de emisii și încadrarea în normele de protecția mediului în vigoare.

Principalele premise care stau la baza elaborării analizei tehnico-economice sunt:

• -    condițiile actuale de piață pentru energia electrică și termică;

• -    prețurile de vânzare a energiei;

• -    prețul de achiziție a gazelor naturale;

• -    schema de comercializare și prețurile pentru achiziționarea de CO2;

• -    condițiile impuse de Codul RET pentru noile grupuri.

Lucrarea urmărește conținutul cadru al studiilor de fezabilitate, conform legislației aferente, precum și a structurii și metodologiei de elaborare a Devizului General pentru obiective de investiții, conform HG 907/2016.

• 3 IDENTIFICAREA ȘI PREZENTAREA SOLUȚIILOR TEHNICO-ECONOMICE POSIBILE PENTRU REALIZAREA OBIECTIVULUI DE INVESTIȚII

• 3.1    Particularități ale amplasamentului
  
  3.1.1    Descrierea amplasamentului

Amplasamentul propus este situat în intravilanul municipiului Bacău, în incinta Thermoenergy Group SA Bacău - denumită CET 1 Chimiei, str. Chimiei nr. 6, Bacău, în vecinatatea amplasamentului grupului de cogenerare cu turbina cu gaze de 14 MWe (ITG3) și zona stației de pompe bagger care a fost dezafectată.

• 3.1.2    Suprafața și situația juridică a terenului

Terenul pe care se propune realizarea investitiei este un teren care a trecut în proprietatea UAT Bacău în baza Deciziei nr. 91/2022, pronunțată de Curtea de Apel Târgu Mureș.

• 3.1.3    Relațiile cu zone învecinate, accesuri existente și/sau căi de acces posibile

Accesul se poate efectua dinspre str. Chimiei nr. 6, Bacău, din DJ207G, prin poarta de acces nr. 1 existentă, ce deservește Thermoenergy Group SA.

• 3.1.4    Surse de poluare existente în zonă

În prezent, sarcina termică maximă necesară la nivelul SACET Bacău este de circa 88 MWt, fiind asigurată din următoarele echipamente:

• • CET Bacău I, str. Chimiei nr. 6 cu următoarele echipamente principale de producere agent termic:

• -    Instalația de cogenerare cu turbină cu gaze și cazan recuperator de căldură (ITG3) de 14 MWe și producere apă fierbinte de 22 MWt, cu un cazan ajutător de apă fierbinte LOOS de 3 MWt (sarcini de vârf) și trei schimbătoare de căldură termoficare (12,5 MWt);

• -    Instalația de cogenerare în ciclu combinat gaze - abur, de 10,95 MWe și 14 MWt, compus din turbina cu gaze și turbină cu abur cu contrapresiune si cazan recuperator cu ardere suplimentară

• -    Două cazane de abur auxiliar de 10 t/h fiecare necesare pentru degazarea apei de adaos;

• -    Instalația de tratare a apei brute compusă din instalațiile de pretratare și de dedurizare;

• -    Gospodăria de reactivi chimici necesari în procesele de tratare a apei brute;

• -    Instalațiile de tratare a apelor uzate compuse din instalația de neutralizare și cea de separare și deshidratare șlam;

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

• -    Instalația de stocare și utilizare a combustibilului lichid ușor (combustibil de rezervă în situația indisponibilității gazului natural);

• -    Stația de pompe de termoficare pentru transportul agentului termic.

• •    CET Bacău II, str. Letea nr. 28:

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118624-B1

  Revizie: 1

  Pag. 32

  
  

- Cazan de apă fierbinte de 100 Gcal/h (116 MWt), dar din 2022 * 2025 se află în procedura de reducere capacitate (48 MWt) pentru reabilitare, modernizare și conformare la cerințele legislației de mediu (montare arzătoare cu NOx redus);

• •    Centrale termice de zonă

• - Centrale termice insulare (7) echipate cu cazane cu funcționare pe gaze naturale și rețea de distribuție (22,237 km conducte). Una dintre centralele termice (Bistrița) a fost modernizată în anul 2002, iar restul de șase nu sunt modernizate, funcționând dinainte de anul 1970.

• 3.1.5    Date climatice și particularități de relief

Amplasat pe valea Siretului, Municipiul Bacău are un climat temperat-continental accentuat, cu ierni reci, veri secetoase călduroase, rezultatul acțiunii unui complex de factori naturali (circulația generală a atmosferei, radiația solară, relieful). Climatul este influențat de poziția și evoluția centrilor barici de la nivelul continentului. Condițiile barice împreună cu radiația emisă de suprafețele învecinate determină condițiile climatice locale.

Iernile, în zona Bacăului sunt mai aspre in comparație cu cele din zonele mai înalte ale Podișului Central Moldovenesc sau Subcarpații Moldovei. Vara, valorile sunt mai mici decât în sudul Câmpiei Române sau în regiunile înalte ale Podișului Central Moldovenesc.

Temperatura medie lunară este de aproximativ +28°C în perioada de vară și aproximativ +4°C în perioada de iarnă.

Cea mai scăzută temperatură înregistrată (medie lunară) a fost -11°C în Ianuarie 1963 în Bacău. Cea mai mare temperatură înregistrată (medie lunară) a fost 26 °C în Iulie 2012 în Bacău. Anul 2017 a fost cea mai caldă din Bacău, temperatura medie a fost: 13 °C, iar în 1985 a fost anul cel mai rece, temperatura medie a fost: 8°C. Maxima absolută a fost de 39,7°C în 1952, iar minima absolută -31,6°C în 1996. În figura de mai jos se prezintă graficul cuprinzând valorile temperaturilor medii lunare și precipitațiile medii lunare înregistrate în ultimii 30 de ani.

În figura următoare se prezintă și diagrama temperaturii maxime pentru Bacău în care se afișează câte zile pe lună s-au atins anumite temperaturi, având în vedere istoricul datelor meteo pe ore, în ultimii 30 de ani.

Figura 3-2 Temperaturi maxime lunare - municipiul Bacău

Conform hărții de zonare (figura 3.3) din cadrul "Codului de proiectare. Evaluarea acțiunii vântului asupra construcțiilor", indicativ CR1-1-4/2012, presiunea de referință a vântului mediată pe 10 minute la 10 metri cu o probabilitate de depășire într-un an de 2% (interval mediu de recurență de 50 de ani) este qb = 0,6 kPa, iar viteza de referință a vântului vb=31 m/s

Conform „Cod de proiectare. Evaluarea acțiunii zăpezii asupra construcțiilor” indicativ CR-1-1-3-2012 valoarea caracteristică a încărcării din zăpadă pe sol pentru un interval mediu de recurență de 50 de ani este s(0,k) = 2,5 kN/m² (figura 3-4).

sursa: www.google.com/maps/d/viewer?mid=1sWbu-MzbKmy-

AmqMc7HFYRku2RU0GI5L&ll=46.08016364850603%2C26.44494599999999&z=7

Figura 3-4 Harta de zonare a valorii caracteristice a încărcării din zăpadă pe sol

• 3.1.6    Caracteristici geofizice ale terenului din amplasament
  
  Date geotehnice

În urma realizării forajelor geotehnice s-au evidențiat formațiunile principale care caracterizează zona studiată. Astfel se pot evidentia:

• -    Umplutura din pietriș cu nisip cafeniu în liant argilos și resturi de materiale de construcții, de la suprafața terenului până la adâncimea de 1.00 m/CTA (cota teren actual);

• -    Formațiunea necoezivă: este constituită dintr-o alternanță de pietrișuri cu nisipuri cafenii. Acest strat este prezent sub stratul de umplutura pe intervalul de adancime 0.50 - 7.50 m (FG1) și 1.00 - 8.50m (FG2);

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118624-B1

  Revizie: 1

  Pag. 35

  
  

• -    Formațiunea coezivă: este constituită din pământuri coezive de tipul argile grase/argile prăfoase cenușii, plastic vârtoase-tari cu aspect marnos. Acest strat a fost interceptat pe intervalul de adâncime 7.50 (8.50) - 10.00m / CTA.

Ca soluție de fundare pentru construcțiile ce urmează a se realiza (Sala motoare, Corp Auxiliar, Coș fum) se recomandă fundarea directă la adâncimi mai mari de 3.50 m/CTS (cota teren sistematizat), prin intermediul fundațiilor continue în stratul de pietriș cu nisip cafeniu.

Ca soluție de fundare pentru „estacade tehnologice și electrice” ce urmează a se realiza, se recomanda fundarea directă la adancimi mai mari de 1.20 m/CTS, prin intermediul fundațiilor izolate în stratul de pietriș cu nisip cafeniu.

Date hidrologice

Din punct de vedere hidrogeologic se disting 3 categorii de apă subterană:

• -    apa freatică cantonată și cu circulația în aluviunile recente din lunca pâraielor din zonă, la adâncimi relativ reduce (1.0-2.0 m) și care este în strânsă legătură cu volumul precipitațiilor;

• -    apa subterană freatică cantonată și cu circulația în stratul argilos de pe terase la adâncimi de 10.0 m - 15.0 m;

• -    apa subterană de adâncime medie și mare.

• 3.1.7    Seismicitate

Din punct de vedere al încadrării construcției în funcție de zona seismică (Bacău) sunt următoarele date:

• - Valorile accelerației terenului pentru proiectare, ag, sunt indicate în figura 3-5 și corespund unui interval mediu de recurență IMR = 225 ani (probabilitate de depășire de 20% în 50 de ani) conform "Codului de proiectare seismică - Partea I - Prevederi de proiectare pentru clădiri", indicativ P 100-1/2013; ag, pentru amplasamentul dat, este 0,35g.

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  
  
  

  Figura 3-5 România- Zonarea valorilor de vârf ale accelerației terenului pentru proiectare

  
  
  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118624-B1

  Revizie: 1

  Pag. 36

  
  

• - Condițiile locale de teren sunt descrise simplificat prin valorile perioadei de control (colț) TC a spectrului de răspuns pentru zona amplasamentului considerat. Aceste valori caracterizează sintetic compoziția de frecvențe a mișcărilor seismice. În condițiile seismice și de teren din România, zonarea pentru proiectare a teritoriului în termeni de perioadă de control (colț) TC, a spectrului de răspuns este prezentată în figura 3-6; perioada de control (colt) ale spectrului de răspuns, specifica amplasamentului este: TC = 0,7 s.

  
  

• 3.2 Descrierea din punct de vedere tehnic, constructiv, funcțional-arhitectural și tehnologic
  
  3.2.1    Premise tehnico-funcționale

Principalele premise tehnico-funcționale care au stat la baza elaborării analizei, au fost următoarele:

• -    Solicitările beneficiarului în conformitate cu Caietul de sarcini privind achiziția serviciilor de proiectare Studiu de Fezabilitate pentru proiectul "Centrală de cogenerare hibridă" (Anexa A);

• -    Completările și clarificările finale ale beneficiarului în conformitate cu Minuta nr. 1 din 11.10.2022 a Sedinței de coordonare și clarificări între Thermoenergy Group SA și ISPE Proiectare și Consultanță SA (Anexa B);

• -    Echipamentele propuse pentru echiparea sursei, au fost selectate ținând seama de tehnologiile comerciale optime aflate pe piață, care să poată funcționa cu eficiență energetică ridicată, respectiv în „cogenerare de înaltă eficiență” și cu un nivel redus de poluare a mediului;

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

• -    Combustibilul utilizat: gaze naturale. Dacă există disponibilitate, instalațiile vor putea funcționa cu amestec de gaze naturale cu hidrogen;

• -    Sursa va fi conectată cu sistemul electroenergetic național (SEN) la tensiunea de 110 kV, în stația interioară, existentă în incinta Thermoenergy Group SA;

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118624-B1

  Revizie: 1

  Pag. 37

  
  

• -    Energia electrică necesară serviciilor interne electrice este asigurată din energia electrică produsă în cogenerare;

• -    Energie termică ce urmează a fi produsă de noile instalații de cogenerare în soluțiile dezvoltate în cadrul studiului de fezabilitate va fi de 24-26 MWt;

• -    Echipamentele vor funcționa în cogenerare, în baza curbei de sarcină termică a SACET Bacău, asigurând energia termică necesară împreună cu unitățile existente cu funcționare în cogenerare (CCTG și ITG3), reducând la minim participația CAF la vărful de sarcină;

• -    Durata de analiză considerată pentru fiecare soluție 25 ani, din care:

• o    Durata de implementare a obiectului de investiții:                2 ani;

• o    Durata de funcționare comercială a echipamentelor:           23 ani.

• 3.2.2 Soluții analizate

În vederea determinării configurației optime a noii centrale de cogenerare de înaltă eficiență, adaptată pentru co-arderea hidrogenului au fost analizate două posibile soluții de echipare, așa cum sunt descrise mai jos.

Considerentele care au stat la baza alegerii soluțiilor de echipare sunt următoarele:

• -    Integrarea noii centrale, alături de echipamentele existente cu funcționare în cogenerare (CCGT și ITG3), pentru asigurarea energiei termice necesare, conform curbei de sarcină termică a SACET Bacău;

• -    Creșterea eficienței energetice a producerii energiei termice prin utilizarea centralei de cogenerare hibridă și descărcarea parțială a instalației de producere separată a energiei termice, cu consum specific de combustibil mai ridicat;

• -    Dimensionarea noii instalații în cogenerare în scopul maximizării perioadei de funcționare în cogenerare a CET Bacău și creșterea gradului de siguranță operațională;

• -    Reducerea poluării mediului prin utilizarea unor tehnologii moderne și eficiente de producere a energiei, înlocuind parțial sistemul existent de producere separată a energiei.

• 3.2.2.1    Soluția 1

Soluția 1 (Anexa C1) constă în montarea a trei motoare termice cu următoarele performanțe energetice:

• •    Putere electrică instalată pe o unitate: 9,38 MWe;

• •    Puterea termică pe o unitate: 7,97 MWt, respectiv 6,86 Gcal/h;

• •    Randament electric: 47,9%;

• •    Randament termic: 40,7%;

• •    Randament global: 88,6%.

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  
  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118624-B1

  Revizie: 1

  Pag. 38

  
  

• 3.2.2.2    Soluția 2

Soluția 2 (Anexa C2) constă în montarea a patru motoare termice cu următoarele performanțe energetice:

• •    Putere electrică instalată pe o unitate: 7,52 MWe

• •    Puterea termică pe o unitate: 6,50 MWth, respectiv 5,59 Gcal/h

• •    Randament electric: 47,8%

• •    Randament termic: 41,3%

• •    Randament global: 89,1%

• 3.3 Date tehnice și funcționale ale obiectivului de investiții

• 3.3.1    SOLUȚIA 1

  • 3.3.1.1    Instalații tehnologice termomecanice

În acest capitol sunt prezentate principalele echipamente și instalații tehnologice termomecanice ale noilor grupuri de cogenerare și caracteristicile acestora. Lista echipamentelor principale este prezentată în Anexa D1.

De asemenea, fluxul și procesul de funcționare al grupurilor de cogenerare sunt prezentate în Schema tehnologică. Soluția 1.

• 3.3.1.1.1    Grup de cogenerare cu motor termic - 3 bucăți: MT1, MT2, MT3

Noua sursă de producere de energie termică și electrică va cuprinde 3 module de cogenerare, echipate cu motoare termice fiecare de putere electrică cca. 9,4 MWe și cu posibilitatea de producere a unei puteri termice de cca. 8 MWt.

Cele trei module de cogenerare se vor amplasa într-o clădire nouă și vor fi dotate cu instalație proprie de recuperare a căldurii din circuitele de răcire și din gazele de ardere pentru asigurarea necesarului de energie termică sub formă de apă fierbinte pentru prepararea agentului primar de termoficare.

Grupul de cogenerare va fi dotat cu toate auxiliarele proprii pe parte electrică (dulap de protecție, sincronizare, reglaj turație etc)

Motoarele vor utiliza combustibil gaz natural respectînd condițiile tehnice și de calitate conform SR 3317: 2015.

Din datele primite de la furnizorii de echipamente acestea sunt pregătite să funcționeze cu amestec gaze naturale cu H2 în proporție de 20% (Hydrogen-ready 20%).

Grupurile de cogenerare sunt folosite pentru producerea simultană de energie electrică si termică și vor functiona în baza curbei de sarcină termică.

Caracteristici tehnice pentru un ansamblu motor termic (modul cogenerare):

• Număr:	3 bucăți
• Putere electrică instalată:	cca. 9,4 MWe
• Putere termică maximă:	cca. 8 MWt
• Tensiune / frecvență generator electric:	6,3 kV / 50 Hz
Putere nominală (cos0=O,9):	cca. 10400 kVA
• Combustibil:	gaze naturale
• Consum specific de gaze naturale • Consum de gaze naturale:	cca. 7400 kJ/kWh cca. 2000 Nm3/h
• Eficiența electrică • Gaze arse, debit masic:	cca. 48% cca. 50500 kg/h
• Temperatură circuit apă tur motor • Temperatură circuit apă retur motor	95 °C 75 °C.

Ansamblul motor- generator este alcătuit din următoarele componente și instalații termomecanice principale:

• •    grup cogenerare - modul cadru motor cu gaze naturale și generator electric

• •    sisteme mecanice auxiliare

• •    sistem de răcire motor: circuite temperatură înaltă și scăzută cu schimbătoare de căldură (răcitoare), pompe etc

• •    sistem de recuperarea căldurii din gazele de ardere

• •  sistem de lubrifiere motor (pompă principală, pompă amorsare, răcitor etc)

• •  sistem de admise aer de ardere cu electroventilator, filtre și atenuator de zgomot

• •    instalația de alimentare cu gaze naturale

• •    instalație de răcire fără producere de energie termică cu radiator electric aer-apă

• •    sistem evacuare gaze de ardere (eșapament) și conducte de legătură intre subansamble

• •    sistem de aer comprimat (electrocompresor, rezervoare, uscător aer)

• •    instalația de umplere și adaos agent răcire motoare (apă cu glicol)

Motoarele se vor amplasa intr-o clădire P+1E cu dimensiunile interax LxWxHint= 27x25x14 m. Fiecare modul de motor va fi amplasat la parter într-o travee compartimentată de dimensiuni interax LxW=9x21m.

Compartimentul motor conține și următoarele sisteme principale:

• •    sistem intern recuperare căldură motor LT și HT

• •    sistem de pompare, filtrare, răcire ulei lubrifiant motor

• •    sistem alimentare cu gaze naturale

• •    sistem aer comprimat 30 bar / 7 bar

Fiecare compartiment motor va fi prevăzut cu pod rulant de 2 tf, deschidere cca. 6m.

Clădirea principală, a sălii motoarelor, va avea un corp comun care va conține sistemul de evacuare a căldurii în circuitul de termoficare: schimbător de căldură cu plăci, pompe circulație apă cu glicol, sistem adaos glicol etc)

Aerul de ardere se introduce în fiecare compartiment motor prin intermediul unităților de admisie aer compuse din ventilatoare, filtre, sistem de încălzire cu apă glicolată pe perioada iernii etc. Acestea se vor amplasa deasupra corpului comun al instalației de termoficare. Aerul este evacuat natural din compartimentul motor pe acoperișul clădirii prin intermediul unor canale.

Răcirea motorului se realizează în circuit închis cu apă dedurizată în amestec cu glicol prin intermediul unui schimbător de căldură cu apa termoficare, tip constructiv cu plăci. După răcirea motorului, același circuit închis de răcire, recuperează și căldura gazelor de ardere prin schimbătoare de căldură gaze arse-apă.

La etaj, deasupra fiecărui compartiment motor, se va amplasa sistemul de evacuare gaze de ardere aferent acestuia compus din canale de gaze prevăzute cu convertoare catalitice SCR (reducere catalitică selectivă), atenuator de zgomot, răcitoare de gaze arse cu by-pass (2 buc.), ventilator purjare canale, modul analizor gaze (comun), dar și echipamente anexe ca vase de expansiune (2 x cca. 300 litri/ motor).

Gazele de ardere se vor evacua în câte un coș de fum soluție autoportantă cu diametrul interior la vârf de 1,6m și H=30m.

Pentru asigurarea răcirii unor circuite ale motoarelor (treapta a Il-a intercooler), dar și în situația în care nu funcționează răcirea acestora prin intermediul apei de termoficare căldura produsă neputând fi evacuată, fiecare modul de cogenerare este echipat cu două răcitoare electrice apă-aer de urgență. În acest caz motoarele vor putea produce doar energie electrică. Aceste radiatoare se vor monta la exterior, adiacent clădirii motoarelor, pe o platformă betonată. Legătura circuitelor de la sala motoarelor la radiatoare se va face prin intermediul unei estacade de conducte

Grupurile de cogenerare sunt echipate cu o stație locală de preparare apă dedurizată pentru adaosul în circuitele de răcire. Aceasta se va amplasa la etajul clădirii principale.

Drenajele rezultate din modulele de cogenerare precum și apa de spălare sunt trimise în sistemul de canalizare.

• 3.3.1.1.2    Instalații termomecanice anexe comune modulelor de cogenerare
  
  3.3.1.1.2.1    Clădire corp auxiliar

Adiacent clădirii sălii grupurilor de cogenerare se va construi un corp de clădire auxiliar construcție P + 1E dimensiuni interax L x l xHint=25 x 8 x 9 m unde se vor amplasa stația de pompe de termoficare, stația electrică și camera de comandă.

• 3.3.1.1.2.2    Gospodăria de ulei

Sistemul de ungere cu ulei al motoarelor este prevăzut cu o gospodărie de ulei care îndeplinește următoarele servicii:

• •    stocarea și adaosul de ulei nou în circuitele de ulei de ungere ale motoarelor

• •    evacuarea și stocarea uleiului uzat

Echipamentele din dotare sunt rezervoare de stocare după cum urmează:

• •    rezervor comun de ulei nou (V=cca. 20 m³)

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

• •    rezervor comun de ulei uzat (V=cca. 15 m³)

Soluția constructivă a rezervoarelor va fi cu pereți dubli pentru evitarea deversărilor accidentale.

Gospodăria de ulei este amplasată la exterior în zona coșurilor de fum

• 3.3.1.1.2.3    Stația de aer comprimat

Pentru pornirea și funcționarea ansamblurilor motoare termice este necesară o stație de aer comprimat care va produce aer instrumental și de serviciu. Aceasta este compusă din electrocompresoare de 30 bar, 2 bucăți, cca. 100 Nm³/h, rezervoare aer 2 bucăți cca. 3 m³, uscător de aer cu refrigerare, reductor presiune 30/7 bar etc.

Aerul instrumental pentru comanda armăturilor pneumatice va avea presiunea de 7 bar.

Stația de aer comprimat se va amplasa într-un compartiment motor din cadrul clădirii sălii motoarelor termice și va deservi cele 3 module de cogenerare.

• 3.3.1.1.2.4    Sistemul umplere și adaos circuit închis agent răcire motoare

Pentru a se evita depunerile pe suprafețe schimbătoarelor de căldură din limita grupurilor de cogenerare, sistemul de apă de răcire al acestora în circuit închis se realizează cu apă dedurizată în amestec cu glicol.

Pentru umplerea și adaosul în acest circuit s-a prevăzut un rezervor de stocare comun de apă cu glicol de volum cca. 3 m³ echipat cu sistemul aferent de pompare și transport prin conducte

Sistemul umplere și adaos circuit închis agent răcire motoare se va amplasa în interiorul sălii motoarelor, adiacent stației de evacuare căldură în circuitul de termoficare.

• 3.3.1.1.3    Coș de fum și canale de gaze de ardere

Gazele arse produse de fiecare dintre cele 3 module de cogenerare cu motoare termice vor fi evacuate individual prin câte un coș de fum metalic, după ce vor trece prin echipamentele sistemului de evacuare gaze arse prezentate anterior.

Coșurile metalice vor fi ancorate de peretele clădirii.

Caracteristici coș de fum:

• •    înălțime:          30 m

• •    diametru la vârf: 1,6 m

Accesoriile coșului de fum sunt:

• •    scară de acces;

• •    platformă metalică;

• •    gură de observare;

• •    sistem de colectare a condensului și racord de evacuare al acestuia.

Motoarele termice se vor racorda la coșurile de fum prin intermediul unor canale metalice de gaze arse care vor fi prevăzute cu atenuatoare de zgomot, compensatoare de dilatare, clapeți etc. Canalele de gaze arse sunt confecții metalice realizate din tablă, rigidizată cu profile laminate.

Atât coșurile de fum (pe toată înălțimea lor) cât și canalele de gaze arse se vor izola termic la exterior. Noxele rezultate din procesul de ardere vor respecta, valorile impuse de reglementările în vigoare privind protecția mediului.

Coșurile de fum vor fi prevăzute cu punct de prelevare probe pentru monitorizarea emisiilor poluante cu aparat portabil.

• 3.3.1.1.4    Sistemul de încălzire al apei de termoficare

Sistemul de incălzire al apei de termoficare va funcționa prin asigurarea necesarului de energie termică din modulele de cogenerare la o capacitate totală de cca. 24 MWt care se va realiza în schimbătoarele de căldură apă cu glicol-apă termoficare.

Vehicularea agentului termic în sistemul de termoficare se face cu trei pompe de termoficare cu debit cca. 600 m³/h fiecare. Acestea funcționează în regim de 3 x 50% (două în funcțiune și una în rezervă).

Pentru menținerea unei presiuni constante în rețea, pompele se vor dota cu convertizoare de frecvență, asigurându-se astfel funcționarea pompelor cu debit variabil, conform graficului de reglare în termoficare.

Pompele de circulație apă de termoficare ale noii unități de cogenerare vor fi racordate la colectorul circuitului de retur DN1000 în aval de stația de pompare existentă treapta I, funcționând în serie cu aceasta. Pompele noi vor fi prevăzute cu un circuit de by-pass pentru cazul în care se va funcționa cu sistemul de pompare treapta I existent prin noua unitate de cogenerare.

Stația de pompe de termoficare se va amplasa într-o cameră din clădirea instalații anexe adiacentă clădirii motoarelor și va fi prevăzută cu instalație fixă de ridicat tip grindă mobilă (2tf), deschiderea cca. 7m, pentru asigurarea mentenanței echipamentelor.

Modul de racordare a acestor echipamente în instalație e prezentat în schema tehnologică.

• 3.3.1.1.5    Sistemul de alimentare cu combustibil gazos

Profilul de echipare al noii centrale de cogenerare va fi alcătuit din motoare termice de cca. 9,4 MWe, 3 bucăți, cu un consum de gaze naturale de cca. 2000 Nm³/h fiecare, la sarcina maximă În vecinătatea Thermoenergy Group SA este prevăzută o stație de reglare-măsurare-predare (SRMP), PN40. Principalele caracteristici tehnice ale acesteia sunt:

• •    instalație de reglare și măsurare;

• •    parametri: - debit maxim: 23500 Smc/h

- presiune minimă/maximă aval: 5/6 bar

Racordul de gaze naturale pentru alimentarea noilor unități de cogenerare se va face în conducta de distribuție cu dimensiuni DN250 în amonte de racordul de alimentare la cazanul apă caldă model LOOS existent.

Conducta nouă de gaze naturale care va alimenta noile aparate de utilizare (motoare termice) va fi montată suprateran și va fi dotată la punctul de racord cu conducta de distribuție existentă cu următoarele:

• •    contor de debit general,

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

• •    manometre

• •    goliri și aerisiri

• •    sistem de filtrare cu by-pass

• •  robinete de siguranță,

• •  robinete de izolare/separare.

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118624-B1

  Revizie: 1

  Pag. 43

  
  

Contorul de debit de gaz va fi un contor inteligent, de clasă 1 cu eroare de măsură sub ±1% prevăzut cu display local și data logger pentru stocarea valorilor măsurate, cu ieșire 4-20mA și ieșire serială (RS485 MODBUS), care va fi integrat în DCS.

Fiecare consumator de gaze naturale trebuie să fie contorizat individual, cu contor inteligent (inclus în furnitura consumatorului), care va fi integrat în DCS.

Rețelele de conducte de alimentare a motoarelor din interiorul incintelor vor face parte din furnitura de echipament specifică.

Întrucât presiunea minimă a gazelor naturale cerută de motoare poate fi de 6 bar pentru cazul în care această valoare nu poate fi asigurată din rețeaua de distribuție s-au prevăzut două compresoare de gaze în funcționare 2x50% debit cca. 3000 m³/h fiecare ce vor asigura ridicarea presiunii cu 2 bar.

• 3.3.1.1.6    Rețele tehnologice in incintă

Echipamentele grupului de cogenerare sunt racordate prin conducte tehnologice de legătură la punctele de interfață ale sistemelor aflate la limita de proiect după cum urmează:

• •    Conductele de termoficare - se vor racorda la punctele de interfață de pe magistralele tur și retur.

Acestea se vor poza suprateran pe o estacadă nouă, fiind prevăzute cu armături de secționare, de reglare și cu robineți pentru goliri și aerisiri.

Compensarea dilatărilor termice se va face prin lire de dilatare și din configurația traseelor. Noile circuite se vor izola și proteja termic.

Toate conductele se vor monta cu panta de minim 2 %>, în punctele de cotă maximă fiind prevăzute cu circuite de aerisire (inclusiv robineți), iar in punctele de cotă minimă se vor monta circuite de golire.

• •    Conducta de alimentare cu gaze naturale a grupurilor de cogenerare se va racorda la punctul de interfață și va face legătura la consumatori (motoare termice) conform cap. 3.3.1.1.5

• 3.3.1.1.7    Izolații termice

Toate echipamentele, precum și anexele acestora, se vor izola termic în conformitate cu soluțiile furnizorilor de echipament.

Elementele de instalație (conducte, armături, etc.) se vor izola termic în scopul limitării pierderilor de căldură ale fluidului din instalație în mediul ambiant, respectării parametrilor de funcționare a instalațiilor și încadrării temperaturii la suprafața izolației în limitele admise de normele de securitate în muncă, împotriva înghețului.

• 3.3.1.2    Instalații tehnologice electrice
  
  3.3.1.2.1    Funcțiuni și cerințe

Instalațiile tehnologice electrice prevăzute vor asigura încadrarea generatoarelor motoarelor termice în rețeaua electrică a zonei.

Instalațiile electrice aferente centralei de cogenerare cuprinde următoarele sisteme funcționale electrice:

• -    Sistemul de evacuare al puterii produsă de generatoarele motoarelor termice;

• -    Sistemul de racordare al generatoarelor motoarelor termice;

• -    Sistemul de alimentare al consumatorilor serviciilor proprii;

• -    Sistemul curentului continuu de 220 V;

• -    Sistemul de comandă, protecție, semnalizare, metering;

• -    Sistemul gospodăriei de cabluri electrice și instalației de legare la pământ.

• 3.3.1.2.2    Descrierea schemei electrice
  
  3.3.1.2.2.1    Considerații generale

În principiu, instalația tehnologică electrică a centralei de cogenerare este prezentata în planul cod 8972/2022-2-D0102274-E0, iar lista de echipamente principale în Anexa E1.

Caracteristicile echipamentelor din schema monofilară de principiu sunt orientative.

Racordul la SEN al centralei de cogenerare se face la tensiunea de 110kV, în stația interioară existenta în incinta Thermoenergy.

Schema realizează evacuarea în SEN a puterii produse și asigură și alimentarea consumatorilor de servicii proprii și utilități din incinta centralei de cogenerare.

Centrala de cogenerare va fi constituită dintr-o insulă de putere echipată cu trei motoare termice în cogenerare, cu o putere electrică instalată totală de 10,42 x 3 = 31,26 MVA.

Puterea produsă de generatoarele electrice la tensiunea de 6,3 kV este evacuată în stația electrică interioară (de tip AIS), prin transformatoare de putere ridicătoare la tensiunea de 110 kV.

Din stația electrică interioară de 110 kV, puterea produsă de insula de putere este evacuată în SEN prin două linii aeriene 110 kV în stația 110 kV Bacău Sud.

• 3.3.1.2.2.2    Sistemul de evacuare a puterii produsă de generatoarele electrice în SEN

Principiul sistemului de evacuare a puterii generatoarelor prezentat în schemă este, de fapt, o schemă cu bare colectoare la tensiunea generatoarelor (PE113-95 art.3.2.2.).

Pentru generatoarele noii centrale de cogenerare sunt prevăzute două căi de evacuare a energiei total redundante:

• -    Stație de 6,3 kV pentru racord generatoare cu două secții de bare și cuplă longitudinală;

• -    Transformatoare ridicătoare 6,3/110 kV (montate pe fundațiile fostelor 1AT si 2AT); (pentru eliberarea fundatiei 1AT este necesara demontarea trafo 1AT și transport /predare in Depozit Productie Thermoenergy);

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118624-B1

  Revizie: 1

  Pag. 45

  
  

• -    Racorduri aeriane noi spre stația 110 kV celulele 11k, respectiv 19 k; (lanțuri de izolatoare, conductoare, cleme, izolatoare de trecere exterior-interior,verificare și revopsire stâlpi și cadre portal);

• -    Celule 110 kV reabilitate cu echipamente noi în câmpul 11k, respectiv 19k, din stația interioară existent.

Pentru cazul indisponibilității uneia dintre căile de evacuare, energia produsă de noua centrală poate fi preluata în intregime de cealaltă cale de evacuare.

Noile echipamente vor trebui să respecte prevederile Ord.ANRE nr.72/02.08.2017 pentru aprobarea “Normei tehnice privind cerințele tehnice de racordare la rețelele electricede interes public Pentru grupurile generatoare sincrone”, cu modificările și completările ulterioare prin Ordinul ANRE nr.214/19.12.2018.

Grupurile generatoare (motor termic+generator) trebuie să fie capabile să insularizeze pe sevicii interne (să se deconecteze de la sistem/rețea șl să rămână în funcțiune,urmând ca la revenirea stabilității să se reconecteze la sistem/rețea) la defecte sau anomalii în SEN.

La constituirea instalațiilor electrice se vor utiliza echipamente moderne,fiabile care respectă: -reglementarile, prescripțiile și normativele aplicabile acceptate ANRE;

• -    recomandările standardelor IEC din grupele aplicabile produselor și serviciilor avute în vedere;

• -    recomandările standardelor românești (de regulă în concordanță cu normele IEC asociate);

Terminalele numerice de comandă, control și protectie utilizate atât la 6kV cât și la110kV să dețină și funcția cod ANSI 25 [control al sincronismului/lipsa tensiunii la anclanșare]

Toate echipamentele de protecții, comandă, semnalizări, comunicații vor avea asigurată compatibilitatea electromagnetică;

Pentru situația în care centrala hibridă nu funcționează o perioadă îndelungată, se va asigura alimentarea secției de bare 6 kV -centrala hibridă din stația de 6,3 kV OMB unde se va monta o celula nouă de 6,3 kV, dimensionată și echipată corespunzător.

Calea de curent a circuitelor de evacuare a puterii de la barele colectoare ale generatoarelor la transformatoarele ridicatoare este realizat în cabluri electrice.

• 3.3.1.2.2.3    Sistemul de alimentare a serviciilor proprii

Alimentarea serviciilor proprii se realizează (conform schemei) prin transformatoare de servicii proprii MT/JT, racordate la barele colectoare ale generatoarelor.

Alimentarea consumatorilor de servicii proprii de joasa tensiune (0,4 kV) se realizează prin stația de servicii proprii de joasă tensiune alimentată prin transformatoarele de servicii proprii medie tensiune/joasă tensiune (0,4 kV).

Stația de servicii proprii de joasă tensiune 0,4 kV este cu două secții de bare, cu cuplă longitudinală și instalație de AAR.

• 3.3.1.2.2.4    Sistemul curentului continuu de 220V și tensiune neîntreruptibilă 400 V, 50Hz

Pentru insula de putere este prevazută o stație de producere și distribuție a curentului continuu de 220V și tensiune neîntreruptibilă 400 V, 50 Hz constituită din:

• -    baterie de acumulatoare: 220 V;

• -    redresoare:              400 Vca/220 Vcc;

• -    invertoare:              220 Vcc/400 V, 50 Hz;

• -    tablou de distribuție:    220 Vcc cu două secții de bare legate prin cuple longitudinale;

• -    tablou distribuție:       3 x 400 V + PEN,100 A;

• 3.3.1.2.2.5    Sistemul de comandă, protecție, semnalizare, metering

Conducerea operativă a centralei va fi de tip centralizat .

Instalațiile de comandă, protecție, semnalizare și metering ale centralei vor fi amplasate în panouri și dulapuri amplasate în camera de comandă a centralei.

Motoarele termice/generatoarele au dulapuri pentru alimentarea serviciilor proprii și pentru comanda-control, sincronizare, protecție și metering, dulapuri care fac parte din furnitură.

Parte din funcțiunile de conducere operativă a instalațiilor tehnologice electrice, independent de conducerea proceselor termomecanice (componente/dulapuri separate), vor fi realizate de instalația DCS prevazută pe partea de automatizare.

Instalațiile de protecție, monitorizare și comandă (dulapurile) pentru transformatoarele de putere 6,3/110 kV vor fi amplasate în camera de comandă tehnologică central (dispecerat).

Se va realiza implementarea în SCADA electric (independent de SCADA termomecanic) a instalațiilor electrice noi proiectate, inclusiv pentru transformatoarele de putere 6,3/110 kV.

• 3.3.1.2.2.6    Sistemul gospodăriei de cabluri electrice și instalației de legare la pământ.

Gospodăria de cabluri va fi configurată în funcție de cerințele/condițiile de amplasare a surselor, centrelor de consum și necesitatea asigurării redundanței fluxurilor de cabluri care se rezervă.

Gospodaria de cabluri se va realiza în conformitate cu prevederile standardelor și prescripțiilor de cabluri în vigoare (dintre care menționam NTE 007/08, NTE001/03, NTE002/03).

Gospodăria de cabluri va cuprinde cabluri de înaltă și medie tensiune, cu izolație din XLPE și cabluri de joasa tensiune de energie și de comanda control cu izolație din PVC .

Toate cablurile vor fi de tipul cu întârziere la propagarea flăcării.

Este prevăzută instalație de legare la pământ complexă care se va realiza cu electrozi verticali din țeavă de OL-Zn și electrozi orizontali/conductoare de legătură și ramificație din platbandă de OL-Zn.

• 3.3.1.3 Instalații de automatizare
  
  3.3.1.3.1    Considerații generale

Pentru supravegherea, monitorizarea și controlul proceselor tehnologice și electrice la nivelul noii centrale de cogenerare se implementează un sistem distribuit de conducere (DCS).

Sistemul DCS aferent noii investiții realizează integrarea sistemelor de automatizare, măsură și control aferente echipamentelor tehnologice noi (stație pompe termoficare, unități de cogenerare) în cadrul sistemului de conducere DCS.

Sistemul DCS este proiectat cu componente liber configurabile și programabile, cu auto-diagnoză, bazate pe microprocesoare de ultimă generație.

Sistemul de conducere este un sistem modern, cu posibilitatea dezvoltării ulterioare și îmbunătățirii performanțelor.

Sistemul de conducere este de tip redundant (la nivelul unității centrale, a serverelor și la nivelul sistemului de comunicație).

Sistemul asigură toate funcțiile de automatizare de bază:

• -    Supraveghere;

• -    Reglare în regim AUTOMAT sau MANUAL;

• -    Comandă și interblocare.

Pentru instalațiile tehnologice care au propriul sistem de conducere locală (motor termic, stația de pompare, stația electrică) sistemul DCS asigură funcția de monitorizare a parametrilor, comenzi de pornire, oprire a echipamentelor și setarea referințelor pentru buclele de reglare.

Sistemul este prevăzut cu auto-diagnoză și este capabil să comunice cu alte sisteme. Transmisia datelor se face pe rețele seriale (sisteme de bus).

Sistemul îndeplinește următoarele cerințe funcționale de bază:

• -    Achiziția și procesarea datelor;

• -    Interfața om - mașină;

• -    Stocarea de date pentru arhivare și graficele de evoluție a parametrilor (trenduri);

• -    Comunicație;

• -    Inginerie.

întregul proces este automatizat într-o structură ierarhică. Nivelele ierarhice trebuie să fie independente unele de altele.

Toate componentele sistemului de automatizare (măsurători, prelucrarea semnalului, reglarea și comanda) sunt uniforme din punct de vedere al echipamentelor, siguranței, disponibilității și funcționării. Acestea vor fi documentate într-un sistem uniform.

Fiecare grup motor generator este livrat împreună cu sistemele proprii de automatizare și control, conducerea procesului tehnologic este asigurată din camera de comandă.

Stațiile electrice, sunt conduse și monitorizate dintr-un cabinet DCS amplasat în aceeași cameră de comandă.

Stațiile electrice utilizează dulapuri cu controllere, relee de protecție, analizoare și contoare de energie care asigură managementul semnalelor de tip I/O și bus de date aferente proceselor/sistemelor electrice (celule medie tensiune, transformatoare de putere, transformatoare de servicii interne.

Instalația de automatizare asigură integrarea facilităților de supraveghere și monitorizare a ansamblului format din motoare generatoare, tablouri cu instalații și echipamente electrice, stație electrică servicii proprii, stație electrică 110 kV, sistem de măsurare și contorizare energie electrică și termică, sistem de măsurare și contorizare consum de gaze naturale pentru fiecare motor termic.

Sistemul de control aferent proceselor tehnologice din grupuri motoare generator, stații electrice aferente MT, va fi integrat cu sistemul de control DCS, utilizând o rețea inel de fibră optică.

Punctele de racord în SE 110 kV și SE 6 kV vor utiliza cabinete de protecție cu relee de protecție și analizoare / contoare de energie ce asigură managementul semnalelor de tip I/O și bus de date aferente proceselor/sistemelor electrice (celule medie și înaltă tensiune).

Tablourile locale ale acestor echipamente electrice sunt echipate cu un automat programabil / controler prevăzut cu consolă de afișare și comandă locală și asigură o interfață de comunicație adecvată cu protocol de tip Modbus TCP/IP sau IEC61850 pentru conexiunea cu sistemul DCS al noii centrale.

Aceste tablouri sunt integrate într-o rețea inel pentru asigurarea redundanței de comunicație. Rețeaua este realizată cu cabluri cu fibră optică, cu un număr de fire dublu față de cel folosit pentru realizarea efectivă a comunicațiilor între subsisteme.

Pentru comunicația între dulapul central DCS, serverele existente și dulapurile de automatizare ale obiectelor din cadrul noii arhitecturi DCS, în scopul integrării se va utiliza protocolul de comunicație Ethernet/IP. La nivel de câmp, sau pentru legături punctuale sunt utilizate protocoale de comunicație industrială specifice configurației obiectului propus, cum ar fi MODBUS, PROFIBUS, etc.

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

Comanda instalației tehnologice a noii centrale este realizată din stația de operare care va fi amplasată pe pupitrul din camera de comandă. în caz de nevoie (de exemplu în cursul probelor, reviziilor) pentru comanda instalației tehnologice se poate utiliza și dulapul propriu care este prevăzut un display touch screen pe ușa dulapului, pe care va fi realizată schema sinoptică a procesului tehnologic și schema P&lD.

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

Pe display este posibilă afișarea variabilelor din proces în mai multe formate selectabile de către operator.

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

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

Sistemul de automatizare este asigurat de un automat programabil (PLC) cu procesor, sursă de alimentare stabilizată, care va asigura alimentarea procesorului și tensiunea pentru semnalele de intrare / ieșire din câmp.

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

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

Ca principiu se va realiza o fereastră generală cu schema termomecanică a instalației, cu elementele în funcțiune și în rezervă și indicarea parametrilor măsurați pe circuite, respectiv pe utilajele în funcțiune.

Se vor realiza ferestre individuale pentru fiecare utilaj comandat, cu posibilitatea de alegere a modului de funcționare automat sau manual, respectiv setarea parametrului reglat, conform indicațiilor din proiectul partea mecanică.

Tot de pe sistemul touch screen se va afișa și alege receptorul căruia i se va confirma resetarea alarmei. Resetarea alarmei se realizează cu buton montat pe fața dulapului

• 3.3.1.3.2    Camera de comandă pentru centrala de cogenerare

Centrala de cogenerare este condusă de la centrul dispecer amplasat în cadrul clădirii stației electrice.

Motorul termic este echipat cu sistem propriu de comandă, control, protecție și interfață de comunicație bidirecțională cu sistemul DCS al noii centrale de cogenerare.

Stația de pompare formată din electropompe de circulație dotate cu convertizor de frecvență și stațiile electrice aferente vor fi gestionate dintr-un dulap local de comandă amplasat în cameră de comandă.

Sistemul DCS aferent CHP este destinat conducerii următoarelor instalații

• -    Motorul termic (MT) - prevăzut cu sistem de automatizare propriu (livrat în furnitură), format din panouri de control pentru motor și generator, cu PLC, module I/O și HMI si display LCD, cu controller specific de motor, cu sincronizator de rețea, cu relee de protecție generator, cu sistem excitație generator, transformatoare de măsură curent și tensiune, cu modem de monitorizare de la distanță în scop de service;

• -    Stație electrică 6/0,4 kV de MT (SE2) (6kV) pentru alimentare motoarele termice;

• -    Stație electrică 6/110 kV pentru evacuare putere grup cogenerare;

• -    Stație de pompe termoficare (SP): pompe termoficare cu convertizor de frecvență;

• -    Stație electrică 0,4kV (SE1);

• -    Sistem de măsurare și contorizare energie electrică și termică.

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

Echipamente montate în Camera de comandă CHP:

• -    Două Stații operare aferente proceselor tehnologice Centrala Cogenerare (CHP), Stație Pompe Termoficare (SP);

• -    Stație operare pentru sistemul SCADA electric (SE);

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118624-B1

  Revizie: 1

  Pag. 50

  
  

• -    Stație inginerie/arhivare;

• -    Dulap DCS cu controller redundant și extensii pemtru module I/O aferent CHP+ Stație Electrică 0,4 kV (SE2);

• -    Dulap DCS cu controller redundant și extensii pentru module I/O aferent Stație Pompe Termoficare+Stație Electrică 6 kV (SE1)+Stație 110 kV;

• -  Panou de comandă locală GENSET1 CHP, livrat în furnitură (PLC+HMI);

• -  Panou de comandă locală GENSET2 CHP, livrat în furnitură (PLC+HMI);

• -  Panou de comandă locală GENSET3 CHP, livrat în furnitură (PLC+HMI);

• -  Panou de comandă locală SP livrat în furnitură (PLC+HMI).

Echipamente montate în Camera de comandă DCS existent Obiect 4 (obiectiv aflat la cca. 600 m distanță de amplasamentul noii centrale, conexiunea între cele două sisteme DCS se va face cu fibră optică):

• -    Stație operare pentru noua centrală de cogenerare.

În Anexa F este prezentată lista de echipamente pentru instalația de automatizare.

Integrarea noii centrale în sistemul de dispecerizare existent la CET Bacău constă din următoarele activități:

• -    Integrarea datelor necesare dispecerizării noii centrale în DCS existent de tip Xxxxx-Xxxxxxx PlantPAx (Obiect 4);

• -    Integrarea datelor de la noua centrală într-un server dedicat acesteia, amplasat în camerade comandă existentă, server prevăzut cu stație de operare tip client, de la care se va efectua operarea noii centrale de cogenerare.

Arhitectura sistemului distribuit de conducere DCS este prezentată în Anexa G1 - Arhitectura sistemului de conducere - Soluția 1.

Pentru supravegherea, monitorizarea și controlul proceselor tehnologice și electrice la nivelul noii investiții se propune un sistem distribuit de conducere (DCS).

• 3.3.1.3.3    Cerințe privind instalațiile tehnologice de automatizare.

Toate echipamentele de automatizare, aparatura de câmp, protecțiile, PLC-urile, echipamentele de comunicație aferente CHP vor fi de tip industrial, moderne, de ultimă generatie (nu mai vechi de 12 luni).

Sistemul DCS aferent noii investiții realizează integrarea sistemelor de automatizare, măsură și control livrate în furnitura instalațiilor tehnologice din componența noii centrale de cogenerare în sistemul de conducere DCS amplasat în centrul dispecer.

Sistemul de conducere DCS include toate elementele necesare: dulapurile de automatizare aferente instalațiilor tehnologice (unitate de cogenerare, stație de pompare, stație electrică, sistem de monitorizare a emisiilor), aparatură de câmp, convertoare de comunicație, cutii de conexiuni, cabluri, materiale de montaj, aplicații software la nivel de câmp și la nivel de dispecer.

Dulapurile de automatizare livrate în furnitura instalațiilor tehnologice sunt echipate cu automat programabil (PLC), module I/O, panou de vizualizare și operare HMI, module de comunicație redundantă prin inel de fibră optică, precum și aplicațiile și licențele software necesare.

Proiectarea schemelor electrice utilizate în cadrul DCS se va face cu un software dedicat schemelor electrice care generează automat rapoarte de echipamente, conexiuni, etichete. Forma AS-BUILT a proiectului în format electronic va fi predată Beneficiarului și în format electronic editabil, pentru optimizări ulterioare.

Sunt prevăzute toate lucrările necesare de construcții și montaj respectiv toate serviciile de specialitate pentru realizarea la cheie a sistemului de control distribuit, integrat la dispecerul existent:

• -    lucrări de montaj echipamente și realizare conexiuni;

• -    lucrări de cablare, inclusiv cabluri de cupru și fibră optică, canale cabluri, estacade, suporți, treceri prin pereți, utilizare canale existente, realizare conexiuni la echipamente, etc.;

• -    servicii și lucrări de automatizare, măsură/contorizare și protecții: inginerie, proiectare, dezvoltare, analiză, testare, documentare, punere în funcțiune.

Echipamentele vor fi proiectate astfel încât să se atingă parametri de disponibilitate și performanță în regimul de funcționare respectiv și să fie îndeplinite criteriile de performanță specificate privind de regimul de funcționare și durata de viață.

Sistemele vor fi construite și instalate în mod sistematic și logic, existând posibilitatea adăugării și extinderii ulterioare. Dulapurile și cutiile vor conține cel puțin un volum de 20% de rezervă din capacitatea disponibilă.

Sistemul de conducere DCS este de tip redundant astfel încât un defect aleator apărut la echipamente, hardware sau software nu va determina niciodată un pericol pentru personal, pentru mediul înconjurător sau pentru instalație.

Pentru a facilita reparațiile și mentenanța echipamentelor și pentru a limita gama de piese de schimb, proiectarea și structurarea sistemelor va fi standardizată pentru numărul de tipuri de componente.

Vor fi respectate instrucțiunile de montaj proprii furnizorului de echipamente.

Toate echipamentele și materialele livrate precum și accesoriile lor trebuie să reziste condițiilor de mediu la care sunt supuse, fără să se deterioreze sau să se defecteze. Această condiție este valabilă pe durata transportului, descărcării, depozitării și exploatării echipamentelor.

Toate echipamentele furnizate vor fi adecvate funcționării în centrale electrice amplasate în mediul climatic din România și în condițiile meteorologice, seismice și de mediu specifice locului în care este amplasată centrala.

Principalele echipamente electronice vor fi instalate în camere cu aer condiționat. Aceste camere vor avea o presiune a aerului ușor crescută pentru a preveni pătrunderea umidității și a aerului poluat.

• 3.3.1.3.4    Caracteristici tehnice pentru Sistemul Distribuit de Conducere (DCS)
  
  3.3.1.3.4.1    Caracteristici generale pentru DCS

Sistemul distribuit de conducere (DCS) este proiectat cu componente liber configurabile și programabile, cu auto-diagnoză, bazate pe microprocesoare de ultimă generație.

Sistemul de conducere este un sistem modern, cu posibilitatea dezvoltării ulterioare și îmbunătățirii performanțelor.

Sistemul de conducere DCS este de tip redundant (la nivelul unității centrale, a serverelor și la nivelul sistemului de comunicație).

Sistemul sigură toate funcțiile de automatizare de bază:

• -    Supraveghere;

• -    Reglare în regim AUTO sau MANUAL;

• -    Comandă și interblocare.

Pentru instalațiile tehnologice care au propriul sistem de conducere locală (livrat în furnitură), DCS asigură funcția de monitorizare a parametrilor, comenzi de pornire, oprire a principalelor echipamente și setarea referințelor pentru buclele de reglare.

Sistemul este prevăzut cu auto-diagnoză și este capabil să comunice cu alte sisteme.

Transmisia datelor se face pe rețele seriale (sisteme compatibile cu rețeaua existentă).

Sistemul îndeplinește următoarele cerințe funcționale de bază:

• -    Achiziția și procesarea datelor;

• -    Interfața om - mașină;

• -    Stocarea de date pentru arhivare și graficele de evoluție a parametrilor (trenduri);

• -    Comunicație;

• -    Inginerie.

întregul proces este automatizat într-o structură ierarhică. Nivelele ierarhice sunt independente unele de altele.

Toate componentele sistemului de automatizare (măsurători, prelucrarea semnalului, reglarea și comandă) sunt uniforme din punct de vedere al echipamentelor, siguranței, disponibilității și funcționării. Acestea vor fi documentate într-un sistem uniform.

Echipamentele de automatizare sunt de înaltă calitate iar lucrările de execuție vor fi adecvate domeniului energetic și conforme cu tehnologia de lucru în centralele electrice.

Toate echipamentele livrate respectă standardele locale și europene și vor fi marcate cu simbolul “CE”. Aceste echipamente sunt ușor de reparat și întreținut și au capacitatea detectării în avans a defectelor. Numărul de echipamente și părți componente diferite va fi limitat la un maxim acceptabil în vederea uniformizării tehnologiilor utilizate.

Modificările și adăugările ulterioare la sistemul de conducere se pot executa într-o manieră simplă, în timpul funcționării. Pentru a include dezvoltări ulterioare, sistemul DCS este prevăzut cu rezervă de 20 % hardware și software.

Sistemul de conducere îndeplinește cerințele de funcționalitate utilizând componente hardware și software standard. Sistemul de conducere este structurat în mod adecvat astfel încât să permită verificări și mentenanță în timpul funcționării centralei fără să afecteze siguranța întregului sistem de conducere. Sistemul de conducere permite modificarea “on-line” a programelor pe timpul funcționării normale a centralei, fără oprirea procesului.

Funcțiile de conducere îndeplinesc următoarele cerințe de bază:

• -    funcționarea tuturor obiectelor interactive,

• -    pornirea și oprirea obiectului comandat respectă principiul SELECTEAZĂ - OPEREAZĂ -CONFIRMĂ.

Sistemul de supraveghere, ca interfață cu operatorul, va fi construit în limba română. Graficele de pe stația de operare, listele, rapoartelor și comentariile vor fi în limba română. Operatorul nu este obligat să cunoască o limbă străină.

Sistemul este prevăzut cu funcții de auto - diagnoză și auto - testare pentru fiecare componentă a sistemului. La defectarea unei componente, se generează alarme către sistemul de conducere.

Sistemul de conducere DCS este reprezentat într-o reprezentare grafică (mimic display) în care se poate observa starea tuturor echipamentelor care îl compun precum și starea rețelei de comunicație. Setarea și parametrizarea echipamentelor este posibilă prin intermediul acestui mimic display.

Toate componentele electronice ale sistemului sunt alimentate de la o sursă de curent neîntreruptibilă (UPS). Puterea UPS-ului și capacitatea acestuia sunt astfel calculate încât sistemul de conducere să funcționeze fără întrerupere timp de 30 de minute după dispariția tensiunii de alimentare.

Setările de protecție trebuie coordonate cu alte protecții din centrală. Toate lucrările de inginerie referitoare la interfața cu sistemele existente și noi vor fi realizate în strânsă coordonare cu Beneficiarul.

• 3.3.1.3.4.2    Comunicația

Specificația de procurare pentru sistemul DCS va defini sistemele externe care au interfață cu sistemul DCS. Fiecare interfață și software extern vor constitui o caracteristică standard, bine stabilită a sistemului DCS. Toate echipamentele care asigură interfețe externe vor utiliza protocoale standard și vor fi izolate din punct de vedere electric de sistemele externe. Interfețele vor fi dimensionate să utilizeze maximum 70% din capacitatea totală.

• 3.3.1.3.4.3    Funcțiile sistemului de conducere DCS

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

Sistemul de conducere DCS asigură funcționarea în siguranță a principalelor echipamente tehnologice, inclusiv pornirea și oprirea automată, precum și următoarele funcții minime, dar nu se limitează numai la acestea:

• -    pornirea și oprirea, supravegherea, setarea referințelor pentru principalele echipamente tehnologice;

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118624-B1

  Revizie: 1

  Pag. 54

  
  

• -    realizarea de protecții, alarme și interblocări;

• -    supravegherea cu indicarea stării principalelor echipamente;

• -    indicarea și înregistrarea principalilor parametri;

• -    elaborarea și listarea rapoartelor privind funcționarea instalației;

• -    generarea de jurnale;

• -    stocarea datelor pe termen lung; supravegherea performanțelor de bază;

• -    gestionarea și afișarea alarmelor;

• -    afișarea trend-urilor pentru datele din proces selectate;

• -    înregistrarea și raportarea listei de evenimente.

• 3.3.1.3.4.4    Aparatura locală

Aparatura locală va asigura supravegherea directă (manometre, termometre, presostate, etc.) sau transmiterea la distanță (traductoare) a valorilor parametrilor tehnologici pentru a fi prelucrate de sistemul de conducere.

Aparatura este destinată să funcționeze în condiții climatice corespunzătoare zonei temperate N.

Semnalele analogice ale traductoarelor vor fi conectate la modulele de intrări analogice pentru a fi distribuite și prelucrate. Semnalele binare provin de la presostate, termostate precum și de la contacte libere de potențial sau de la alte sisteme. Acestea vor fi conectate la modulele de intrări binare.

Forma constructivă, dimensiunile de gabarit, acoperirile de protecție și marcarea trebuie să fie conform cu documentația furnizorului și vor trebui să corespundă condițiilor generale de funcționare în centrale și condițiilor particulare de utilizare (natura și parametrii fluidului/mărimi măsurate).

Aparatura de măsurare utilizată pentru combustibili și energia produsă și livrată constă din:

• •    Contor de energie produsă și livrată

• •    Contor de debit de gaz

• •    Contor de energie termică

Aparatele pentru măsurătorile tranzacționale și pentru măsurarea energiei termice conform ordinului ANRE114/2013 sunt: traductoare de debit, presiune, temperatură, contor de debit de gaz, contor de energie produsa si livrata, contor de energie termică.

• 3.3.1.3.4.5    Cabluri și materiale de montaj

Echipamentele de automatizare se vor monta de către firme specializate în conformitate cu normele și prescripțiile tehnologice de montare a instalației de automatizare, a cerințelor echipamentelor tehnologice și a detaliilor din proiectele de detalii de execuție.

Se vor respecta măsurile de securitate, protecția muncii și pericol de incendiu.

Cablurile de automatizare se vor poza pe trasee noi de cabluri comune cu cablurile electrice în conformitate cu NTE 007/08/00. La pozarea cablurilor se vor lua toate măsurile de protecție împotriva deteriorărilor mecanice, a radiațiilor termice, asigurându-se accesul pentru lucrările de reparație sau înlocuire.

Suporții, jgheaburile, construcțiile metalice din componența traseelor de cabluri vor fi prevăzute împotriva coroziunii.

Pentru montarea aparaturii de automatizare se vor respecta fișele tehnice de montaj pentru aparatele de măsură și indicațiile din cărțile tehnice ale echipamentelor.

• 3.3.1.4 Instalații pentru curenți slabi

Instalațiile pentru curenți slabi includ:

• a)    sistem de detecție și semnalizare incendiu (SDSI);

• b)    sistem de telefonie;

• c)    Sistem de supraveghere video (CCTV);

• d)    Sistem detecție și semnalizare la efracție;

• e)    Sistem de control acces;

• 3.3.1.4.1    Sistemul de detecție și semnalizare incendiu

Sistemul de detecție și avertizare prevăzut va permite localizarea rapidă și precisă a unei situații de incendiu, precum si afișarea stării elementelor de detecție și transmitere a alarmei.

Detectoarele de incediu vor utiliza diferite principii de operare ajungându-se astfel la un procent mare de precizie a detecției și un procent scăzut de alarme false.

Sistemul de detecție și semnalizare la incendiu (SDSI) va fi proiectat într-o arhitectură deschisă, în conformitate cu prevederile standardelor românești P 118/3-2015, I 18/1 2001 și a standardelor EN 54-2, EN 54-4, EN 54-5/7/122 pentru detecția și alarmarea rapidă a începuturilor de incendiu.

Sistemul de detecție și semnalizare la incendiu va realiza următoarele funcțiuni:

• -    detecția automată a începuturilor de incendiu prin amplasarea de detectoare automate adresabile, amplasate în spații din cadrul noilor obiective;

• -    semnalizarea manuală a incendiilor prin butoane manuale adresabile de alarmare

• -    amplasate pe căile de evacuare din cadrul obiectivelor;

• -    avertizarea acustică în caz de incendiu, prin sirene amplasate astfel încât să se asigure alarmarea tuturor persoanelor din zonă;

• -    comanda opririi instalațiilor de ventilație și climatizare, în caz de incendiu;

• -    comanda de declanșare a instalațiilor electrice, menținându-se în funcțiune numai instalațiile cu rol de siguranță la incendiu;

• -    furnizarea de contacte de comandă pentru acționarea trapelor de fum, clapetelor și voleților aferente sistemului de desfumare; deschiderea ușilor pentru compensarea aerului;

• -    transmiterea de informații sistemului de control acces, pentru deblocarea filtrelor de pe căile de evacuare în caz de incendiu confirmat;

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

• -    transmiterea de mesaje de alarmă prin apelatorul telefonic.

Sistemul va fi compus din:

• -    centrala de semnalizare incendiu, adresabilă cu bucle de detecție, amplasată în centrul de greutate al cladirii intr-un spatiu dedicat;

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118624-B1

  Revizie: 1

  Pag. 56

  
  

• -    detectoare adresabile de fum;

• -    butoane manuale adresabile de avertizare;

• -    module adresabile pentru comenzi și monitorizare echipamente;

• -    sirene de alarmare în caz de incendiu, adresabile;

• -    sirene exterioare.

Elementele de detectie și semnalizare incendiu vor fi montate pe bucle de detecție distincte, realizate pe criterii de amplasare și zonare.

• 3.3.1.4.2    Sistemul de telefonie

În cadrul proiectului va fi prevazut un sistem de telefonie fixă, deservit de două centrale telefonice digitale, amplasate în Camera de comandă:

• -    centrală telefonică CT1, cu rol de a asigura comunicațiile de bază din noua centrală cu o rezervare de minim 30%;

• -    centrală telefonică (extensibilă) CT2, pentru comunicație operativă în interiorul și în afara incintei.

Cele două centrale telefonice vor fi conectate prin circuite tie-line, printr-un cablu de fibră optică cu 12 fibre. Cablajul de telefonie va fi realizat cu cabluri FTP 4p si FTP 2p.

Aparatele telefonice, care urmează a fi amplasate în cadrul obiectelor tehnologice vor fi:

• -    aparate telefonice digitale cu display și consolă DSS;

• -    aparate telefonice digitale cu display;

• -    aparate telefonice digitale fără display;

• -    aparate telefonice analogice standard;

Topologia rețelei telefonice va fi stelară.

Repartitoarele telefonice locale amplasate în cadrul obiectelor tehnologice se vor conecta cu repartitorul general al centralei telefonice prin cabluri multipereche FTP20p și FTP10p.

În toate clădirile, se va prevedea câte un repartitor telefonic, în care se vor concentra cablurile de la prizele telefonice amplasate în aceste obiecte.

Toate echipamentele vor fi produse sub standardul calității ISO 9001.

• 3.3.1.4.3    Sistemul de supraveghere video

Sistemul de supraveghere video, va fi prevăzut pentru supravegherea instalațiilor tehnologice din interiorul și exteriorul clădirilor, precum și monitorizarea accesului în zona obiectivelor noii centrale.

Sistemul va asigura supravegherea video efectivă a obiectelor tehnologice, inclusiv a drumurilor interioare incintei.

Pentru creșterea nivelului de protecție al obiectivului se va realiza o instalație de supraveghere video care să supravegheze 24h punctele de maxim interes. Se vor amplasa camere de supraveghere video profesionale, care vor transmite imagini la monitoarele amplasate în punctele de supraveghere (camera de comandă și Dispeceratul de securitate care se va amenaja la punctul de intrare principal în noua centrală).

Sistemul va fi realizat cu un dispozitiv de inregistrare video (DVR/NVR), camere video de interior/exterior IP cu IR care vor asigura supravegherea video a spațiilor, precum și o sursa de alimentare de tip UPS, astfel încât la caderea alimentarii principale cu energie sistemul să poată funcționa conform cerințelor minimale de securitate

Sistemul video va îndeplini următoarele functionalități principale:

• -    supravegherea zonelor de acces în spațiile obiectivului protejat;

• -    supravegherea căilor de circulație;

• -    supravegherea zonelor tehnice și a instalațiilor tehnologice;

• -    arhivarea și înregistrarea imaginilor furnizate de camerele de supraveghere 24 de ore din 24 pe o perioada de minim 30 zile pentru a permite analize post-eveniment;

• -    optional integrarea cu sistemul de antiefracție, detecție incendiu și control acces pentru activarea camerei video la alarma în zona respectivă.

Realizarea rețelei de transmisie a semnalului se va realiza prin cabluri UTP/FTP cat. 5 de la cameră către echipamentul de înregistrare. Pentru camerele aflate în zona maximă de transmisie a semnalului pe UTP/FTP (90m), se va utiliza fibra optică în combinație cu mediaconvertoare FO-Ethernet.

• 3.3.1.4.4    Sistemul de detecție și semnalizare la efracție

Sistemul antiefractie va realiza alarmarea operativă (acustică, optică și/sau pe linie telefonică) în scopul avertizarii autorităților și a companiei de securitate în cazul tentativelor de efracție pentru aplicarea în timp util a planului de intervenție.

Sistemul de detecție și alarmare la efracție se va proiecta într-o arhitectură deschisă, în conformitate cu prevederile standardelor EN 50131- 1.

Rolul sistemului de detecție și semnalizare este acela de a detecta și semnaliza din faza incipientă orice tentativă de pătrundere frauduloasă în spațiile protejate sau de a periclita securitatea persoanelor și bunurile materiale din obiectivul protejat.

Funcțiile Sistemul de detecție și alarmare la efracție sunt:

• -    detecția încercărilor de intruziune în zonele de securitate ale obiectivului;

• -    semnalizarea operatorilor cu privire la tentativele de efracție la nivelul zonelor de securitate, cu indicarea zonei în care au avut loc acestea;

• -    posibilitatea semnalizării situațiilor de panică/urgență;

• -    transmiterea către software-ul de securitate a semnalelor de avertizare și sabotaj, oferind acestuia controlul activării și dezactivării zonelor de securitate și posibilitatea confirmării primirii semnalelor de avertizare;

• -    dezactivarea individuală a zonelor de securitate pentru permiterea accesului autorizat în zonă, prin softul care rulează pe o stație de lucru;

• -    dezactivarea individuală a zonelor de securitate în cazul în care este necesară efectuarea de lucrări care ar duce la generarea de alarme false;

• -    monitorizarea deschiderii ușilor de acces în clădiri;

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

• -    monitorizarea ușilor de acces în spațiile obiectivului;

• -    detecția pătrunderii pe căile de circulație;

• -    semnalizarea la tentativă de agresiune.

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118624-B1

  Revizie: 1

  Pag. 58

  
  

• 3.3.1.4.5    Sistemul de control acces

Sistemul de control acces din cadrul obiectvului va permite gestionarea accesului persoanelor și/sau automobilelor în zone/arii definite in cadrul obiectivului, ierarhizat prin intermediul unei unitati centrale capabile sa ordoneze/permita/restrictioneze fluxul de personal din cadrul obiectivului.

Funcțiile sistemului de control acces sunt:

• •    Accesul personalului autorizat numai în zonele în care are drept de acces, prin alocarea ierarhizat a drepturilor de acces;

• •    Verificarea identității personalului, monitorizarea și reglementarea fluxurilor de persoane în obiectiv;

• •    Comandarea elementelor de blocare/deblocare aferente filtrelor de acces;

• •    Anunțarea operatorilor cu privire la tentativele de pătrundere neautorizată, cu indicarea filtrului unde au loc acestea;

• •    Monitorizarea operațională și tehnică a componentelor Sistemului;

• •    Transmiterea către software-ul de management a datelor privind accesele valide și invalide, a semnalelor de alarmă și sabotaj, oferind acestuia controlul filtrelor;

• •    Obținerea de situații și rapoarte privind prezența, circulația și răspândirea personalului în zonele restricționate ale obiectivului;

• •    Dezactivarea centralizată a filtrelor de control acces în cazul apariției unor evenimente deosebite (incendii, situații de urgență).

• 3.3.1.5    Instalații hidrotehnice
  
  3.3.1.5.1    Alimentare cu apă potabilă

Sursa de apă potabilă este reprezentată de rețeaua de apă potabilă a municipiului Bacău. Alimentarea punctelor de consum se va realiza prin intermediul unui racord la rețeaua de distribuție din incinta SC Thermoenergy Group SA Bacău. Racordul se va realiza din tuburi PEID PE100 De 63 x 3,8 mm.

• 3.3.1.5.2    Alimentare cu apă incendiu

Apă pentru stingerea incendiului va fi asigurată de gospodăria de apă pentru stins incendiu din incinta SC Thermoenergy Group SA Bacău.

Pentru alimentarea hidranților exteriori și interiori pentru stins incendiul se vor realiza racorduri din tuburi PEID PE100 De 125 x 11,4 mm la rețeaua de incendiu din incinta SC Thermoenergy Group SA Bacău.

• 3.3.1.5.3    3. Rețele de canalizare

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

Pentru colectarea apelor uzate menajere se va realiza o rețea de canalizare din tuburi PVC-KG având diametrul De 250 x 6,2 mm, care va colecta apele și le va evacua gravitațional la rețeaua de canalizare menajeră din incinta SC Thermoenergy Group SA Bacău.

Pentru colectarea apelor pluviale se va realiza o rețea de canalizare din tuburi PVC-KG având diametrul De 315 x 7,7 mm, care va colecta apele și le va evacua gravitațional la rețeaua de canalizare pluvială din incinta SC Thermoenergy Group SA Bacău.

Apele pluviale, înainte de evacuarea în rețeaua de canalizare a incintei, vor fi preepurate într-un separator de hidrocarburi pentru a se asigura indicatorii de calitate.

Pe traseul rețelei de canalizare și la schimbările de direcție se vor realiza cămine de vizitare din beton armat acoperite cu capace carosabile.

• 3.3.1.6    Construcții și rezistență
  
  3.3.1.6.1    Lista obiectelor investiției

• •    Sala motoare

• -   Fundații;

• -    Suprastructura;

• -  Fundații motoare;

• -  Fundatii coș.

• •    Corp auxiliar

• -    Fundații;

• -    Suprastructura.

• •    Estacada principală

• -    Fundații

• -    Suprastructura.

• •    Zone anexe ulei

• -    Fundații.

• •    Platforme ventilatoare

• -    Fundații.

• •    Estacade secundare

• -    Fundații

• -    Suprastructura.

• •    Transformator

• -    Fundații.

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

• 3.3.1.6.2    Descrierea obiectelor investiției
  
  3.3.1.6.2.1    Sala motoare

Aceasta construcție adăpostește principalele echipamente ale centralei și echipamentele auxiliare ale acestora.

În clădire sunt amplasate motoarele și echipamentele anexe ale acestora.

Clădirea are o lungime totală de 27,0 m și lățime de 25,0 m interax. Înălțimea la coama construcției este de cca. 15,0 m.

Clădirea este P+E, cu placă peste parter la cota +9,00 m.

Structura de rezistență a clădirii este o structură metalică spațială alcatuită:

• -    pe direcția transversală - din cadre metalice cu stâlpi și grinzi din europrofile tip HEB;

• -    pe direcția longitudinală - cadrele sunt contravântuite cu profile metalice.

Placa peste parter este din beton armat, cu grosimea de 20 cm, și sprijină pe un cofrag pierdut din tablă care sprijină, la rândul lui, pe o structură metalică.

Acoperișul clădirii este un acoperiș ușor, cu panouri tip sandwich, care sprijină pe pane metalice. La nivelul acoperișului sunt prevazute contravântuiri orizontale.

Închiderile laterale ale clădirii și învelitoarea vor fi din panouri sanwich din tablă cutată cu izolație necombustibilă din fibre minerale ca și învelitoarea. Aceste panouri vor fi susținute de grinzi de fațadă sau pane.

Placa de la cota - 0,05 este o placă de beton armat monolit, de 30 cm grosime, care leagă la partea superioară fundațiile.

În interiorul stației sunt amplasate fundațiile motoarelor.

Sistemul de fundare va fi un sistem de fundare de adâncime cu grinzi continue în forma de „T întors, din beton armat” sub fiecare șir de stâlpi.

• 3.3.1.6.2.2    Corpul Auxiliar

Corpul Auxiliar este alăturat clădirii Sălii motoare.

Clădirea are o lungime totală de 8,0 m și lațimea de 25,0 m interax. Înalțimea la coama construcției este de cca. 9,0 m.

Clădirea este P+E cu placa peste parter la cota +5,00 m.

Structura de rezistență a clădirii este o structură metalică spațială alcatuită astfel:

• -    pe direcția transversală - din cadre metalice cu stâlpi și grinzi din europrofile tip HEB;

• -    pe direcția longitudinală - cadrele sunt contravântuite cu profile metalice.

Placa peste parter este din beton armat, cu grosimea de 20 cm și sprijină pe un cofrag pierdut din tablă care sprijină, la rândul lui, pe o structură metalică.

Acoperișul clădirii este un acoperiș ușor, cu panouri tip sandwich, care sprijină pe pane metalice. La nivelul acoperișului sunt prevăzute contravântuiri orizontale.

Închiderile laterale ale clădirii și învelitoarea vor fi din panouri sandwich, din tablă cutată, cu izolație necombustibilă din fibre minerale ca învelitoarea. Aceste panouri vor fi susținute de grinzi de fațadă sau pane.

Placa de la cota -0,05 este o placă de beton armat monolit de 30 cm grosime, care leagă la partea superioară fundațiile.

In interiorul stației sunt amplasate fundațiile motoarelor.

Sistemul de fundare va fi un sistem de fundare de adâncime cu grinzi continue în forma de „T întors, din beton armat” sub fiecare șir de stâlpi.

• 3.3.1.6.2.3    Estacada principală pentru conducte

Estacada principală pentru conducte se realizează de-a lungul Sălii turbine și are dimensiunile:

• -    lațimea: 2000 mm;

• -    lungimea: 66 m cu 3 nivele

• -    înalțimea maximă: 9,00 m.

Suprastructura estacadelor este metalică, executată din profile laminate, cu două șiruri de stâlpi legați transversal cu grinzi ce formează cadre. Cadrele transversale sunt conectate cu grinzi longitudinale. Între grinzile longitudinale sunt amplasate grinzi secundare ce susțin suporții conductelor.

Stâlpii estacadei principale sunt susținuți de fundațiile izolate de beton armat cu talpă și cuzinet.

• 3.3.1.6.2.4 Estacade secundare

Estacadele secundare sunt de trei tipuri:

• - Tehnologică, pe stâlpi metalici:

• •    lățime: 1500 mm;

• •    lungime: 162 m, cu nivelul pentru conducte la cota: +5,00 m.

• -    Tehnologică, pe chituci de beton armat - 25 bucăți;

• -    De gaze naturale, pe stâlpi metalici:

• •    lățime: 1000 mm;

• •    lungime: 161 m, cu nivelul pentru conducte la cota: +5,00 m.

Suprastructura estacadelor este metalică, executată din europrofile laminate tip HEB, cu un șir de stâlpi .

Stâlpii estacadei sunt susținuți de fundații izolate de beton armat cu talpă și cuzinet.

• 3.3.1.6.2.5    Zone Anexele Ulei

Anexele Ulei vor fi susținute pe două radiere din beton armat, cu grosimea 50 cm. Dimensiunile în plan ale radierelor sunt 10,00 x 3,00 m, respectiv 6,00 x 3,00 m.

• 3.3.1.6.2.6    Platformele ventilatoare

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

Platformele ventilatoare vor fi susținute pe radiere din beton armat, cu grosimea de 50 cm. Dimensiunile în plan ale radierelor sunt 16,00 x 3,00 m - 6 bucăți.

• 3.3.1.6.2.7    Transformatorul

Se vor realiza lucrări de reabilitare ale fundației și cuvei pentru montarea noului transformator.

Lucrările de reabilitare constau din:

• -    înlocuirea căilor de rulare (șină, placuțe de prindere);

• -    curățarea suprafețelor exterioare ale grinzilor și cuvei prin hidrosablare pentru indepartarea betonului neaderent, degradat sau expulzat în urma procesului de coroziune a armăturilor;

• -    deschiderea fisurilor pe toată lungimea și în profunzime;

• -    aplicarea mortarului de reparații pentru refacere suprafață;

• -    protecția anticorozivă a betonului pe toată suprafața fundației și a cuvei.

• 3.3.1.6.3 Încadrarea construcțiilor în clase și categorii

• •    Clasa de importanță a construcției: II - conform P100-1/2013 "Cod de proiectare seismică-Partea I - Prevederi de proiectare pentru clădiri" corelat cu reglementarea tehnică privind "Cod de proiectare. Bazele proiectării construcțiilor", indicativ CR 0-2012.

• •    Categoria de importanță a construcției: B - conform HG nr. 766/1997, pentru aprobarea unor regulamente privind calitatea în construcții, ordinul MLPAT nr. 31/N/95 "Metodologia de stabilire a categoriei de importanță a construcțiilor" și Modelul 2 de asigurare al calității.

• •    Criteriul de verificare a exigențelor esențiale: A1 și A2 - conform HG nr. 925/1995 pentru aprobarea "Regulamentului de verificare și expertizare tehnică de calitate a proiectelor, a execuției lucrărilor și a construcțiilor" și a Legii nr. 10/1995 privind calitatea in construcțiilor.

• 3.3.1.7    Arhitectură
  
  3.3.1.7.1    Clădire motoare - corp principal
  3.3.1.7.1.1    Din punct de vedere funcțional:

Motoarele se vor amplasa într-o clădire P+1E cu dimensiunile interax L x W x Hint = 27 x 24 x 14 m.

• a)    Parter (H=9m) - motoare termice și anexe

Fiecare modul de motor va fi amplasat la parter într-o travee compartimentată de dimensiuni interax L x W = 9 x 21 m. Aerul de ardere se introduce în compartimentul motor prin intermediul a 3 ventilatoare și este evacuat natural prin canale pe acoperișul clădirii. Fiecare compartiment motor va fi prevăzut cu pod rulant de 2 t.

Clădirea sălii motoarelor va avea un corp comun necompartimentat de dimensiuni interax L x W x H = 27 x 4 x 5 m care va conține sistemul de evacuare a căldurii în circuitul de termoficare: schimbător de căldură cu plăci, pompe circulație apă glicolată, sistem adaos glicol etc. Deasupra acestui corp comun în spațiul de cca. 4 m se vor amplasa unitățile de admisie aer compuse din ventilatoare, filtre, sistem de încălzire cu apă glicolată pe perioada iernii etc.

• b)    Etaj (cota +9,00 m, H=5 m util) - sistem evacuare gaze arse

La etaj, deasupra fiecărui compartiment motor, se va amplasa sistemul de evacuare gaze de ardere aferent acestuia compus din canale de gaze prevăzute cu SCR-uri (2 bucăți), atenuator

de zgomot, răcitoare de gaze arse cu by-pass (2 bucăți), ventilator purjare canale, modul analizor gaze (comun), dar și echipamente anexe ca vase de expansiune (2 x 400 litri/ motor). Gazele de ardere se vor evacua în câte un coș de fum soluție autoportantă cu diametrul interior la vârf de 1,6 m și H = 30 m. Acesta va fi prevăzut cu platforme și scări verticale pentru acces la instrumentație.

• 3.3.1.7.1.2    Din punct de vedere constructiv:

Clădirea va fi de tip hală cu Ac = cca 740 mp, Ad = cca 1480 m², Volum interior = cca 10360 m³. Infrastructura va fi din beton armat și suprastructură metalică.

• a)    Închideri exterioare:

• -    Perimetral, se va realiza un soclu din beton termoizolat la exterior, pe înălțimea de cca. 0,50 m; peste această cotă închiderile se vor realiza din panouri tip sandwich incombustibile cu grosimea izolației de 150 mm, montate vertical pe riglele de fațadă. Finisajul feței metalice a panourilor va fi protejat anticoroziv corespunzător clasei de corozivitate a mediului atmosferic (C3). Panourile vor avea clasa de reacție la foc C0 (A2 s1d0) și rezistența la foc minim EI = 60 minute, durabilitatea de minim 10 ani.

• -    Învelitoarea se va realiza în două ape, din panouri de acoperiș cu grosimea izolației de 150mm, cu aceleași caracteristici ca și cele de fațadă. Panourile de acoperiș se vor monta peste panele metalice, cu cuta mare la exterior. Străpungerile prin panourile de învelitoare se vor etanșa cu membrana hidroizolantă lichidă tip Sika sau/si șorțuri din tablă zincată minim 0,5 mm grosime.

• -    Accesul pe acoperiș pentru mentenanța anuală periodică a sistemelor pluviale, a evacuărilor de gaze și a panourilor fotovoltaice (daca se vor monta) se va realiza prin scara prevăzută în corpul auxiliar. Pentru siguranța circulației pe acoperiș se va monta un sistem anticădere format din puncte de ancorare și cablu din inox.

• b)    Tinichigerie:

• - Preluarea apei pluviale se va realiza prin jgheaburi din tablă zincată cu diametru de 15 cm, 0,5 mm grosime și guri de scurgere prevăzute cu parafrunzare conectate la burlane exterioare din tablă zincată de 0,5 mm grosime, cu diametrul de 12,5 cm. Pentru a evita formarea gheții pe trotuare, burlanele vor fi conectate la rețeaua subterană de canalizare nou prevăzută.

• c)    Tâmplărie:

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

• - Accesul în hală se va realiza direct din exterior prin uși rulou din profile de aluminiu, termoizolate. Fiecare unitate va avea ușă proprie, amplasată în axul generatorului. Deasupra ușilor vor fi amplasate ferestre cu goluri fixe și mobile, cu tâmplărie din Al și geam termoizolant. Golurile de ventilație din pereții exteriori vor fi prevăzute cu rame și grile din aluminiu, cu plasă la interior.

• d)    Finisaje interioare:

• - Pardoselile se vor realiza din beton de pantă, cu întăritor de betoane pe bază de corindon pentru a obține un finisaj antiderapant, rezistent la uleiuri și trafic greu. Canalele tehnologice

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118624-B1

  Revizie: 1

  Pag. 64

  
  

vor fi acoperite cu tablă striată sau dale de beton. La racordul între suprafețele verticale și pardoseală se vor realiza scafe. Soclul din beton se va tencui și vopsi cu vopsitorie epoxidică.

• e)    Finisaje exterioare:

• -    La soclu se va realiza termosistem cu izolație din polistiren extrudat, plasă din fibră de sticlă și tencuială de exterior. Între soclu și trotuar se va prevedea cordon hidroizolant. Trotuarul se va realiza din dale prefabricate prevăzute cu borduri, cu lățimea de minim 80cm și pantă spre drum de cca 3%.

• -    La ușile de acces se vor executa rampe din beton cu finisaj antiderapant, rezistent la trafic greu, racordate la drumurile de acces. Panta rampelor va fi de maxim 10%.

• -    La racordul între trotuar și platforme betonate exterioare adiacente se vor amplasa rigole carosabile.

• 3.3.1.7.2    Clădire motoare - corp auxiliar
  
  3.3.1.7.2.1    Din punct de vedere funcțional:

Construcție P + 1E, dimensiuni interax L x W x H = 25 x 8 x 9 m, separată de corpul principal printr-un rost de cca 10 cm. Acesta va conține:

• a)    Parter (H = 5 m)

• -    Camera pompe termoficare, prevăzută cu grindă mobilă de 2 t;

• -    Camera transformatoare;

• -    Camera distribuție principală 6,3 kV.

• b)    Etaj (H = 3,5 m)

• -    Camera distribuție principală 0,4 kV - prevăzută cu balcon pentru introducere echipamente;

• -    Scară metalică în două rampe, compartimentată;

• -    Cameră de comandă cu grup sanitar.

Între fiecare motor și camera distribuție principală 6,3 kV se va realiza, la cota +0,00, un canal pentru cabluri electrice acoperit cu dale de beton, cu dimensiuni de cca. 800 x 800 mm.

Din casa scării se va asigura accesul pe acoperiș și în clădirea sălii motoarelor etaj x (cota +9,00 m)

• 3.3.1.7.2.2    Din punct de vedere constructiv:

Clădirea va fi de tip hală cu Ac = cca. 240 m², Ad = cca. 480 m², Volum interior = cca. 2040 m³.

Infrastructura va fi din beton armat și suprastructură metalică.

• a)    Închideri exterioare:

• -    Perimetral, se va realiza un soclu din beton termoizolat la exterior, pe înălțimea de cca. 0,50 m; peste această cotă, închiderile se vor realiza din panouri tip sandwich incombustibile cu grosimea izolației de 150 mm, montate vertical pe riglele de fațadă. Finisajul feței metalice a panourilor va fi protejat anticoroziv, corespunzător clasei de corozivitate a mediului

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118624-B1

  Revizie: 1

  Pag. 65

  
  

atmosferic (C3). Panourile vor avea clasa de reacție la foc C0 (A2 s1d0) și rezistența la foc minim EI = 60 minute, durabilitatea de minim 10 ani.

• -    Învelitoarea se va realiza în două ape, din panouri de acoperiș cu grosimea izolației de 150 mm, cu aceleași caracteristici ca și cele de fațadă. Panourile de acoperiș se vor monta peste panele metalice, cu cuta mare la exterior. Străpungerile prin panourile de învelitoare se vor etanșa cu membrana hidroizolantă lichidă tip Sika sau/si șorțuri din tablă zincată minim 0,5 mm grosime.

• -    Accesul pe acoperiș pentru mentenanța anuală periodică a sistemelor pluviale, a evacuărilor de gaze și a panourilor fotovoltaice (daca se vor monta) se va realiza prin scara prevăzută în corpul auxiliar. Pentru siguranța circulației pe acoperiș se va monta un sistem anticădere format din puncte de ancorare și cablu din inox.

• b)    Tinichigerie:

• - Preluarea apei pluviale se va realiza prin jgheaburi din tabla zincată cu diametru 15 cm, 0,5 mm grosime și guri de scurgere prevăzute cu parafrunzare conectate la burlane exterioare din tablă zincată 0,5 mm grosime, cu diametrul de 12,5 cm. Pentru a evita formarea gheții pe trotuare burlanele vor fi conectate la rețeaua subterană de canalizare nou prevăzută.

• c)    Tâmplărie:

• -    Accesul în zonele tehnologice se va realiza direct din exterior prin uși în două canaturi din profile de aluminiu, termoizolate și supralumină la partea superioară. Golurile de ventilație din peretii exteriori vor fi prevăzute cu rame și grile din aluminiu, cu plasă la interior.

• -    Accesul la casa scării se va realiza prin ușă exterioara în două canaturi din aluminiu, termoizolată, cu supralumină.

• -    Ușile interioare vor fi din profile de aluminiu și metalice rezistente la foc (la încăperile tehnologice), în unul și două canaturi.

• -    Camera de comandă, casa scării și grupul sanitar vor fi prevăzute cu ferestre din aluminiu și geam termoizolant, cu ochiuri fixe și mobile.

• d)    Finisaje interioare:

• -    Pardoselile se vor realiza din beton de pantă cu întăritor de betoane be bază de corindon pentru a obține un finisaj antiderapant, rezistent la uleiuri și trafic greu (la camera pompe termoficare). Canalele tehnologice vor fi acoperite cu dale din beton. La racordul între suprafețele verticale și pardoseală se vor realiza scafe.

• -    In celelalte încăperi pardoselile se vor realiza din gresie porțelanată antiderapantă, pe șapă din mortar de ciment de cca 5cm grosime (cu adaos impermeabilizant la grupul sanitar).

• -    Soclul din beton se va tencui și vopsi cu vopsitorie epoxidică.

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

• -    Plafon suspendat casetat din fibre minerale la camera de comandă, casa scării și grup sanitar.

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118624-B1

  Revizie: 1

  Pag. 66

  
  

• e)    Compartimentări:

• -    Pereții interiori se vor realiza din gipscarton cu structură proprie, izolație din vată minerală cca 50mm grosime și dublu/triplu placați cu plăci rezistente la foc (la camerele tehnologice) respectiv dublu placați cu plăci rezistente la apă (la grup sanitar). Pereții se vor finisa cu vopsitorii acrilice în 3 straturi.

• -    Pe șirul C, între corpul principal și cel auxiliar, se va realiza un perete fonoizolant care va avea spre încăperea motorului o suprafață perforată și un miez fonoabsorbant (vată minerală).

• f)    Finisaje exterioare:

• -    La soclu se va realiza termosistem cu izolație din polistiren extrudat, plasă din fibră de sticlă și tencuială de exterior. Între soclu și trotuar se va prevedea cordon hidroizolant. Trotuarul se va realiza din dale prefabricate prevăzute cu cu borduri, cu lățimea de minim 80cm și pantă spre drum de cca 3%.

• -    La ușile de acces se vor executa rampe din beton cu finisaj antiderapant rezistent la trafic greu, racordate la drumurile de acces. Panta rampelor va fi de maxim 10%.

• -    Rostul în pardoseală va fi etanșat cu vată minerală și acoperit cu profil din inox și rosturile în panourile de închidere se vor etanșa cu vată minerală și profile de compensare din tablă zincată vopsită anticoroziv la culoarea panourilor, atât la interior cât și la exterior.

Conform HGR 925/95 și Legii nr. 10/95 criteriile de verificare a exigențelor esențiale pentru lucrările de arhitectură sunt B1, Cc, D, E, F.

• 3.3.1.8    Instalații aferente construcțiilor
  
  3.3.1.8.1    Instalații de încălzire, ventilare, climatizare și avarie

Clădirile vor fi echipate, după caz, cu instalații de încălzire, ventilare, climatizare și avarie, după cum urmează:

• 3.3.1.8.1.1    Clădire motoare termice. Compartiment motoare
  
  A.    Instalații de încălzire

În perioada rece a anului, pentru asigurarea temperaturii interioare de +5°C, se va prevedea o instalație de încălzire cu aeroterme cu aer 100% recirculat, alimentate cu agent termic, apă caldă 90/70°C.

Pornire/oprirea aerotermelor se va realiza prin intermediul senzorilor de temperatură aferenți fiecărei aeroterme în parte sau manual de la buton.

• B.    Instalații de ventilare

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

Echipamentele tehnologice vor prelua debitul de aer din interiorul compartimentului prin intermediul unui ventilator prevăzut cu filtru de aer și baterie de încălzire și vor evacua aerul cald în exterior prin intermediul unei conducte de ventilare, furnitură proprie echipament.

• 3.3.1.8.1.2    Clădire motoare termice. Sistem evacuare gaze arse
  
  A.    Instalații de încălzire

În perioada rece a anului, pentru asigurarea temperaturii interioare de +5°C, se va prevedea o instalație de încălzire cu aeroterme cu aer 100% recirculat, alimentate cu agent termic, apă caldă 90/70°C.

Pornire/oprirea aerotermelor se va realiza prin intermediul senzorilor de temperatură aferenți fiecărei aeroterme în parte sau manual de la buton.

• B.    Instalații de ventilare

Se va prevedea un sistem de ventilare pentru evacuarea degajărilor de căldură provenite de la echipamentele tehnologice.

Pornire/oprirea sistemului de ventilare se va realiza prin intermediul senzorilor de temperatură.

• 3.3.1.8.1.3    Clădire motoare termice. Zonă pompe și schimbătoare de căldură
  
  A.    Instalații de încălzire

În perioada rece a anului, pentru asigurarea temperaturii interioare de +5°C, se va prevedea o instalație de încălzire cu aeroterme cu aer 100% recirculat, alimentate cu agent termic, apă caldă 90/70°C.

Pornire/oprirea aerotermelor se va realiza prin intermediul senzorilor de temperatură aferenți fiecărei aeroterme în parte sau manual de la buton.

• B.    Instalații de ventilare

Se va prevedea un sistem de ventilare pentru evacuarea degajărilor de căldură provenite de la echipamentele tehnologice.

Pornire/oprirea sistemului de ventilare se va realiza prin intermediul senzorilor de temperatură.

• 3.3.1.8.1.4    Clădire auxiliară - Sală pompe termoficare
  
  A.    Instalații de încălzire

În perioada rece a anului, pentru asigurarea temperaturii interioare de +5°C, se va prevedea o instalație de încălzire cu aeroterme cu aer 100% recirculat, alimentate cu agent termic, apă caldă 90/70°C.

Pornire/oprirea aerotermelor se va realiza prin intermediul senzorilor de temperatură aferenți fiecărei aeroterme în parte sau manual de la buton.

• B.    Instalații de ventilare

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

Se va prevedea un sistem de ventilare pentru evacuarea degajărilor de căldură provenite de la echipamentele tehnologice.

Pornire/oprirea sistemului de ventilare se va realiza prin intermediul senzorilor de temperatură.

• 3.3.1.8.1.5    Clădire auxiliară - Stație electrică servicii proprii inclusiv cameră de comandă
  
  A.    Instalații de încălzire

În perioada rece a anului, pentru asigurarea temperaturii interioare conform cerințelor tehnologice se va prevedea o instalație de încălzire cu convectoare și aeroterme electrice.

• B.    Instalații de climatizare

Pentru a menține o temperatură interioară optimă de lucru pentru echipamentele tehnologice și de confort pentru personalul de exploatare se vor prevedea instalații de climatizare în detentă directă, cu funcționare în regim de pompă de căldură.

Parametrii realizați în încăperi vor fi controlați și reglați prin sistem propriu automat, furnitură completă a sistemului.

• C.    Instalații de avarie

Pentru evacuarea fumului, în cazul unui eventual incendiu în spațiul deservit, s-a prevăzut o instalație de ventilare de avarie conform PE101/85, făcând astfel posibil accesul personalului de intervenție în încăperea afectată, după stingerea incendiului.

Instalația de ventilare de avarie va fi rezistentă la foc 400°C.

• D.    Instalații de ventilare

Se va prevedea un sistem de ventilare pentru evacuarea degajărilor de căldură provenite de la echipamentele tehnologice.

Pornire/oprirea sistemului de ventilare se va realiza prin intermediul senzorilor de temperatură.

Ventilarea grupului sanitar și a vestiarului se va realiza mecanic cu ajutorul unui ventilator exhaustor in-line racordat la tubulaturi din tablă galvanizată, neizolată termic, montate în plafonul fals.

Funcționarea ventilatorului de evacuare va fi simultană cu funcționarea iluminatulului în încăperile deservite.

Compensarea aerului evacuat se va face natural prin intermediul grilelor de transfer rectangulare, montate în ușile de acces către încăperile alăturate.

• 3.3.1.8.2    Instalații sanitare și de stins incendiu

Se vor prevedea:

• -    instalații interioare de alimentare cu apă potabilă (rece) și apă caldă de consum menajeră a obiectelor sanitare;

• -    instalații de canalizare menajeră;

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

• -    instalații de evacuare a apelor uzate convențional curate ajunse accidental pe pardoseală (neetanșeități, etc.);

• -    instalații de stins incendiu cu hidranți interiori.

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118624-B1

  Revizie: 1

  Pag. 69

  
  

• 3.3.1.8.2.1    Clădire motoare - corp principal
  
  A.    Evacuarea apelor de pe pardoseală

Evacuarea apelor de pe pardoseală, ajunse accidental, din neetanșeitățile conductelor tehnologice sau din utilizarea hidranților în timpul incendiului, se va face prin curgere liberă (gravitațional), prin intermediul gurilor de scurgere și a colectoarelor, la rețeaua de canalizare corespunzătoare, din incintă.

• B.    Instalații de stins incendiu cu hidranți interiori

Se vor prevedea instalații de stins incendiu cu hidranți interiori, amplasați astfel încât fiecare punct al clădirii să fie protejat de unul sau după caz două jeturi de hidranți.

In zonele cu echipamente aferente gospodariei de ulei, se vor prevedea hidranți interiori, echipați cu kit spuma.

Instalația se va alimenta din reteaua exterioara de stins incendiu, din incintă

• 3.3.1.8.2.2    Clădire motoare - corp auxiliar

• a)    Sală pompe termoficare

• A.    Evacuarea apelor de pe pardoseală

Evacuarea apelor de pe pardoseală, ajunse accidental, din neetanșeitățile conductelor tehnologice sau din utilizarea hidranților în timpul incendiului, se va face prin curgere liberă (gravitațional), prin intermediul gurilor de scurgere și a colectoarelor, la rețeaua de canalizare corespunzătoare, din incintă.

• B.    Instalații de stins incendiu cu hidranți interiori

Se vor prevedea instalații de stins incendiu cu hidranți interiori, amplasati astfel încât fiecare punct al clădirii să fie protejat de un jet.

Instalația se va alimenta din reteaua exterioara de stins incendiu, din incintă.

• b)    Stație electrică servicii proprii inclusiv cameră de comandă
  
  A.    Instalații de alimentare cu apă potabilă (rece) și apă caldă menajeră

Instalația de alimentare cu apă potabilă (rece) asigură debitele și presiunile de utilizare, necesare armăturile obiectelor sanitare din grupul sanitar

Alimentarea instalatiei de apă rece se va face din reteaua exterioară de apă potabila, din incintă. Bransamentul este prevăzut în proiectul partii de retele exterioare.

Prepararea apei calde de consum menajer, se va face local într-un boiler electric.

• B.    Evacuare ape uzate

Apele uzate menajere provenite de la obiectele sanitare vor fi evacuate prin curgere liberă (gravitațional) la rețeaua de canalizare corespunzătoare.

*      *

*

Pentru obiectele aferente centralei de cogenerare hibridă, și anume :

• -    clădire motoare - corp principal,

• -    clădire motoare - corp auxiliar,

• -    platforma exterioara - zona rezervoarelor de ulei,

• -    stația electrică 110 kV interioara existenta si transformatoare,

• -    incintă

s-au prevăzut, în caz de incendiu, dotări PSI de primă intervenție. Dotările PSI de primă intervenție au rolul de a localiza și stinge un eventual incendiu. Numărul și tipul stingătoarelor precum și agentul de stingere utilizat s-au determinat funcție de natura și cantitățile materialului combustibil existent.

• 3.3.1.8.3 Instalații electrice aferente construcțiilor

Se vor prevedea:

• -    instalații de iluminat interior (iluminat normal și de siguranță);

• -    instalații de iluminat exterior și perimetral;

• -    instalație de iluminat de balizaj de noapte;

• -    instalații de prize;

• -    instalații de alimentare cu energie electrică a consumatorilor de forță;

• -    instalația de paratrăsnet și legare la pământ.

• 3.3.1.8.3.1    Instalația de iluminat interior (iluminat normal și de siguranță))

Instalația de iluminat interior normal va trebui să asigure un nivel de iluminare și o uniformitate optime, în funcție de tipul activității ce se desfășoară în fiecare spațiu și se va realiza cu corpuri de iluminat echipate cu surse LED, conform categoriei de mediu în care se vor monta.

Instalația de iluminat de siguranță se va realiza pentru:

• -    continuarea lucrului;

• -    securitate de intervenție;

• -    securitate de evacuare și marcarea hidranților interiori.

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

Iluminatul de siguranță pentru continuarea lucrului se va realiza cu corpuri de iluminat echipate cu surse LED, alimentate în curent alternativ (DIESEL), respectiv în curent continuu.

Iluminatul de securitate pentru intervenție se va realiza cu corpuri de iluminat echipate cu surse LED, alimentate în curent alternativ (DIESEL).

Iluminatul de securitate pentru evacuare și pentru marcarea hidranților interiori se va realiza cu corpuri de iluminat echipate cu surse LED și cu baterii locale, tip indicator luminos, având o autonomie de funcționare de min.1h.

• 3.3.1.8.3.2    Instalația de iluminat exterior și perimetral

Instalația de iluminat exterior și perimetral se va realiza utilizând corpuri de iluminat în construcție etanșă, echipate cu surse LED, montate pe pereții exteriori ai clădirilor, respectiv pe stâlpi din țeavă.

Acționarea iluminatului exterior se va realiza local, de la cheia de comandă montată pe partea frontală a tabloului electric de distribuție cât și automat, în funcție de indicațiile furnizate de senzorul crepuscular.

• 3.3.1.8.3.3    Instalația de iluminat de balizaj de noapte pentru coș fum

Instalația de iluminat de balizaj de noapte pentru coș fum se va realiza cu corpuri de iluminat în construcție etanșă, echipate cu surse LED și senzor crepuscular încorporat.

• 3.3.1.8.3.4    Instalația de prize

Instalația de prize - pentru racordarea diverselor utilități se vor prevedea circuite de prize alimentate la tensiunile de 400Vc.a și 230Vc.a.

• 3.3.1.8.3.5    Instalația de forță

Instalația de forță va asigura alimentarea cu energie electrică a consumatorilor aferenți instalațiilor sanitare și de stins incendiu, a instalațiilor de HVAC, etc.

Toate aparatele electrice (corpuri de iluminat, prize, aparate de comutație, tablouri, etc.) se vor prevedea cu grad de protecție corespunzător categoriei de mediu în care se vor monta.

Circuitele instalațiilor electrice de iluminat, prize și forță se vor executa cu cablu de energie din cupru 1 kV, cu întârziere mărită la propagarea flăcării, montate pe rastele de cabluri sau aparent pe elementele de construcție. Excepție fac circuitele electrice care au rol de combaterea incendiilor și circuitele sistemului de evacuare fum care se vor executa cu cablu de energie din cupru 1 kV, rezistent la foc FE180/E90, iar sistemul de pozare pentru aceste cabluri trebuie să-și păstreze caracteristicile de protecție mecanică și electrice la foc corespunzătoare cablurilor.

Circuitele instalației de iluminat exterior se vor realiza cu cablu de energie din cupru 1kV, armat, cu întârziere la propagarea flăcării pozat în pământ.

În zonele cu pericol de deteriorări mecanice și la subtraversări, circuitele instalațiilor electrice se vor proteja în tub de protecție.

Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor electrici se va realiza din tablouri electrice nou prevăzute, aferente fiecărui obiect. Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor care au rol de combaterea incendiilor și a consumatorilor de evacuare fum și gaze fierbinți se va realiza din tablouri dublu alimentate.

Alimentarea cu energie electrică a acestor tablouri face obiectul proiectului părții electrice tehnologice.

• 3.3.1.8.3.6    Instalația de protecție împotriva loviturilor de trăsnet și legare la pământ

Conform prevederilor capitolului 6 din Normativului I7/2011 „ Instalații de protecție împotriva trăsnetului” se va proiecta o instalație de protecție împotriva trăsnetului, precum și legarea la priza de pământ, prevăzută de partea electrică tehnologică.

• 3.3.1.9    Lucrări de amenajare teren, drumuri interioare

Prin lucrările de sistematizare verticală a platformei se vor asigura pantele de scurgere ale apelor pluviale căzute pe amplasament, ape ce vor fi conduse către gurile de captare ale canalizarii pluviale. Drumul din incinta obiectivului are in general profilul transversal tip stradă si au alături de funcțiunea de asigurare a circulației utilajelor și funcțiunea de colectare a apelor pluviale și conducere către gurile de scurgere ale canalizării.

Se vor executa lucrările de amenajare ținând seamă de configuratia terenului natural precum și de volumele de terasamente, astfel încât valorile acestora sa fie minime, iar pământul de umplutură sa fie folosit cel provenit din excavațiile de pe amplasament.

• 3.3.1.10    Racordarea la SEN

În ceea ce privește racordarea la SEN, se menționează următoarele aspecte:

• -    valoarea de tarif de racordare a noilor surse este zero, având în vedere soluția de racordare în instalațiile utilizatorului;

• -    conform ATR valabil, puterea maximă care va putea fi evacuată în SEN este de maxim 59,4 MW (grupurile pe cogenerare în ciclu combinat 3 și 4, deja instalate, nefuncționând simultan cu generatorul 1 - în prezent indisponibil conform caietului de sarcini). Puterea instalată, conform ATR valabil, este de 87,1 MW, respectiv maxim produsă de 71,7 MW;

• -    la racordarea noilor grupuri emiterea ATR se va putea face în următoarele condiții, la alegerea beneficiarului:

• a)    menținerea puterii instalate din ATR existent (inclusiv grupul 1- în prezent indisponibil conform caietului de sarcini) și adăugarea noilor grupuri de cca. 30 MW. În acest caz, daca se consideră că noile grupuri vor avea aceleași condiții de nefuncționare simultană cu grupul 1, nu va fi necesară la emiterea ATR analiza impactului asupra SEN și, implicit, noile surse nu vor participa la întăririle de rețea din zona Delgaz Grid prin intermediul tarifului de întărire. În aceste condiții se va menține puterea maximă evacuată în SEN de 59,4 MW.

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

• b)    renunțarea în noul ATR la puterea instalată aferentă grupului 1 și adăugarea noilor grupuri de cca. 30 MW. În acest caz se consideră că noile grupuri nu vor avea restricții de funcționare simultană cu celelalte grupuri. În aceste condiții, puterea maximă evacuată în SEN va fi de maxim de 55,3 MW < 59,4 MW. Astfel, nu va fi necesară la emiterea ATR analiza impactului asupra SEN și, implicit, noile surse nu vor participa la întăririle de rețea din zona Delgaz Grid prin intermediul tarifului de întărire.

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118624-B1

  Revizie: 1

  Pag. 73

  
  

În cazul în care beneficiarul nu optează pentru una din cele două situații menționate anterior și racordarea noilor grupuri va conduce la creșterea puterii evacuate în SEN, va fi necesară, în cadrul studiului de soluție, analiza impactului noilor surse de putere asupra SEN și, implicit, participarea beneficiarului la întăririle de rețea din zonă prin intermediul tarifului de întărire, cu costuri suplimentare semnificative.

• 3.3.2 SOLUȚIA 2
  
  3.3.2.1    Instalații tehnologice termomecanice

În acest capitol sunt prezentate principalele echipamente și instalații tehnologice termomecanice ale noilor grupuri de cogenerare și caracteristicile acestora. Lista echipamentelor principale este prezentată în Anexa D2.

De asemenea, fluxul și procesul de funcționare al grupurilor de cogenerare sunt prezentate în Schema tehnologică. Soluția 2.

• 3.3.2.1.1    Grup de cogenerare cu motor termic - 4 bucăți: MT1, MT2, MT3, MT4

Noua sursă de producere de energie termică și electrică va cuprinde 4 module de cogenerare, echipate cu motoare termice fiecare de putere electrică cca. 7,7 MWe și cu posibilitatea de producere a unei puteri termice de cca. 6,5 MWt.

Cele patru module de cogenerare vor fi montate într-o clădire nouă și vor fi dotate cu instalație proprie de recuperare a căldurii din circuitele de răcire și din gazele de ardere pentru asigurarea necesarului de energie termică sub formă de apă fierbinte pentru prepararea agentului primar de termoficare.

Grupul de cogenerare va fi dotat cu toate auxiliarele proprii pe parte electrică (dulap de protecție, sincronizare, reglaj turație etc)

Motoarele vor utiliza combustibil gaz natural respectînd condițiile tehnice și de calitate conform SR 3317: 2015.

Din datele primite de la furnizorii de echipamente acestea sunt pregătite să funcționeze cu amestec gaze naturale cu H2 în proporție de 20% (Hydrogen-ready 20%).

Grupurile de cogenerare sunt folosite pentru producerea simultană de energie electrică si termică și vor functiona în baza curbei de sarcină termică.

Caracteristici tehnice pentru un ansamblu motor termic (modul cogenerare):

• •  Număr:                               4 bucăți

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

• •  Putere electrică instalată:               cca. 7,7 MWe

• •  Putere termică maximă:               cca. 6,5 MWt

• •  Tensiune / frecvență generator electric: 6,3 kV / 50 Hz

• •  Putere nominală (cos0=O,9):           cca. 9400 kVA

• •  Combustibil:                           gaze naturale

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118624-B1

  Revizie: 1

  Pag. 74

  
  

• •  Consum specific gaze naturale

  8400 kJ/kWh cca. 1600 Nm³/h cca. 43600 kg/h

  95 °C

  75 °C.

  cca. 48%

  
  

• •  Consum de gaze naturale:

• •  Gaze arse, debit masic:

• •    Temperatură circuit apă tur motor

• •  Temperatură circuit apă retur motor

• •   Eficiența electrică

Ansamblul motor-generator este alcătuit din următoarele componente și instalații termonecanice principale:

• •    grup cogenerare - modul cadru motor cu gaze naturale și generator electric;

• •    sisteme mecanice auxiliare;

• •    sistem de răcire motor: circuite temperatură înaltă și scăzută cu schimbătoare de căldură (răcitoare), pompe etc;

• •    sistem de recuperarea căldurii din gazele de ardere;

• •  sistem de lubrifiere motor (pompă principală, pompă amorsare, răcitor etc);

• •  sistem de admise aer de ardere cu electroventilator, filtre și atenuator de zgomot

• •    instalația de alimentare cu gaze naturale;

• •    instalație de răcire fără producere de energie termică cu radiator electric aer-apă;

• •    sistem evacuare gaze de ardere (eșapament) și conducte de legătură intre subansamble;

• •    sistem de aer comprimat (electrocompresor, rezervoare, uscător aer);

• •    instalația de umplere și adaos agent răcire motoare (apă cu glicol);

Motoarele se vor amplasa intr-o clădire P+1E cu dimensiunile interax LxWxHint= 32x25x14 m. Fiecare modul de motor va fi amplasat la parter într-o travee compartimentată de dimensiuni interax LxW=8x21m.

Compartimentul motor conține și următoarele sisteme principale:

• •    sistem intern recuperare căldură motor LT și HT

• •    sistem de pompare, filtrare, răcire ulei lubrifiant motor

• •    sistem alimentare cu gaze naturale

• •    sistem aer comprimat 30 bar / 7 bar

Fiecare compartiment motor va fi prevăzut cu pod rulant de 2 tf, deschidere cca. 6m.

Clădirea sălii motoarelor va avea un corp comun care va conține sistemul de evacuare a căldurii în circuitul de termoficare: schimbător de căldură cu plăci, pompe circulație apă cu glicol, sistem adaos glicol etc)

Aerul de ardere se introduce în fiecare compartiment motor prin intermediul unităților de admisie aer compuse din ventilatoare, filtre, sistem de încălzire cu apă glicolată pe perioada iernii etc. Acestea se vor amplasa deasupra corpului comun al instalației de termoficare. Aerul este evacuat natural din compartimentul motor pe acoperișul clădirii prin intermediul unor canale.

Răcirea motorului se realizează în circuit închis cu apă dedurizată în amestec cu glicol prin intermediul unui schimbător de căldură cu apa termoficare, tip constructiv cu plăci. După răcirea motorului, același circuit închis de răcire, recuperează și căldura gazelor de ardere prin schimbătoare de căldură gaze arse-apă.

La etaj, deasupra fiecărui compartiment motor, se va amplasa sistemul de evacuare gaze de ardere aferent acestuia compus din canale de gaze prevăzute cu convertoare catalitice SCR (reducere catalitică selectivă), atenuator de zgomot, răcitoare de gaze arse cu by-pass (2 buc.), ventilator purjare canale, modul analizor gaze (comun), dar și echipamente anexe ca vase de expansiune (2 x cca. 300 litri/ motor).

Gazele de ardere se vor evacua în câte un coș de fum susținut pe structură metalică, cu diametrul interior de 1,4m și H=30m. Acesta va fi prevăzut cu platforme și scări verticale pentru acces la instrumentație.

Pentru asigurarea răcirii unor circuite ale motoarelor (treapta a Il-a intercooler), dar și în situația în care nu funcționează răcirea acestora prin intermediul apei de termoficare căldura produsă neputând fi evacuată, fiecare modul de cogenerare este echipat cu două răcitoare electrice apă-aer de urgență. În acest caz motoarele vor putea produce doar energie electrică. Aceste radiatoare se vor monta la exterior, adiacent clădirii motoarelor, pe o platformă betonată. Legătura circuitelor de la sala motoarelor la radiatoare se va face prin intermediul unei estacade de conducte

Grupurile de cogenerare sunt echipate cu o stație locală de preparare apă dedurizată pentru adaosul în circuitele de răcire. Aceasta se va amplasa la etajul clădirii principale.

Drenajele rezultate din modulele de cogenerare precum și apa de spălare sunt trimise în sistemul de canalizare.

• 3.3.2.1.2    Instalații termomecanice anexe comune modulelor de cogenerare
  
  3.3.2.1.2.1    Clădire corp auxiliar

Adiacent clădirii sălii grupurilor de cogenerare se va construi un corp de clădire auxiliar construcție P + 1E dimensiuni interax L x l xH=25 x 8 x 9 m unde se vor amplasa stația de pompe de termoficare, stația electrică și camera de comandă.

• 3.3.2.1.2.2    Gospodăria de ulei

Sistemul de ungere cu ulei al motoarelor este prevăzut cu o gospodărie de ulei care îndeplinește următoarele servicii:

• •    stocarea și adaosul de ulei nou în circuitele de ulei de ungere ale motoarelor

• •    evacuarea și stocarea uleiului uzat

Echipamentele din dotare sunt rezervoare de stocare după cum urmează:

• •  rezervor comun de ulei nou (V=cca. 25 m³)

• •  rezervor comun de ulei uzat (V=cca. 20 m³)

Soluția constructivă a rezervoarelor va fi cu pereți dubli pentru evitarea deversărilor accidentale.

Gospodăria de ulei este amplasată la exterior în zona coșurilor de fum

• 3.3.2.1.2.3    Stația de aer comprimat

Pentru pornirea și funcționarea ansamblurilor motoare termice este necesară o stație de aer comprimat care va produce aer de pornire (30 bar), aer instrumental și de serviciu (7 bar). Aceasta este compusă din electrocompresoare cu piston de 30 bar, 2 bucăți, cca. 70 Nm³/h,

rezervoare aer 2 bucăți cca. 3 m³ și 2 m³, uscător de aer cu refrigerare, reductoare presiune 30/7 bar etc.

Aerul instrumental pentru comanda armăturilor pneumatice va avea presiunea de 7 bar.

Pentru fucționarea celor 4 grupuri de cogenerare se vor instala două stații de aer comprimat amplasate în câte un compartiment motor din cadrul clădirii sălii motoarelor termice.

• 3.3.2.1.2.4    Sistemul umplere și adaos circuit închis agent răcire motoare

Pentru a se evita depunerile pe suprafețe schimbătoarelor de căldură din limita grupurilor de cogenerare, sistemul de apă de răcire al acestora în circuit închis se realizează cu apă dedurizată în amestec cu glicol.

Pentru umplerea și adaosul în acest circuit s-a prevăzut un rezervor de stocare comun de apă cu glicol de volum cca. 3 m³ echipat cu sistemul aferent de pompare și transport prin conducte

Sistemul umplere și adaos circuit închis agent răcire motoare se va amplasa în interiorul sălii motoarelor, adiacent stației de evacuare căldură în circuitul de termoficare.

• 3.3.2.1.3    Coș de fum și canale de gaze de ardere

Gazele arse produse de fiecare dintre cele 3 module de cogenerare cu motoare termice vor fi evacuate individual prin câte un coș de fum metalic, după ce vor trece prin echipamentele sistemului de evacuare gaze arse prezentate anterior.

Coșurile metalice vor fi ancorate de peretele clădirii.

Caracteristici coș de fum:

• •    înălțime:                  30 m

• •    diametru la vârf:          1,4 m

Accesoriile coșului de fum sunt:

• •    scară de acces;

• •    platformă metalică;

• •    gură de observare;

• •    sistem de colectare a condensului și racord de evacuare al acestuia.

Motoarele termice se vor racorda la coșurile de fum prin intermediul unor canale metalice de gaze arse care vor fi prevăzute cu atenuatoare de zgomot, compensatoare de dilatare, clapeți etc. Canalele de gaze arse sunt confecții metalice realizate din tablă, rigidizată cu profile laminate.

Atât coșurile de fum (pe toată înălțimea lor) cât și canalele de gaze arse se vor izola termic la exterior. Noxele rezultate din procesul de ardere vor respecta, valorile impuse de reglementările în vigoare privind protecția mediului.

Coșurile de fum vor fi prevăzute cu punct de prelevare probe pentru monitorizarea emisiilor poluante cu aparat portabil.

• 3.3.2.1.4    Sistemul de încălzire al apei de termoficare

Sistemul de incălzire al apei de termoficare va funcționa prin asigurarea necesarului de energie termică din modulele de cogenerare la o capacitate totală de cca. 26 MWt care se va realiza în schimbătoarele de căldură apă cu glicol - apă termoficare.

Vehicularea agentului termic în sistemul de termoficare se face cu trei pompe de termoficare cu debit cca. 650m3/h fiecare. Acestea funcționează în regim de 3 x 50% (două în funcțiune și una în rezervă).

Pentru menținerea unei presiuni constante în rețea, pompele se vor dota cu convertizoare de frecvență, asigurându-se astfel funcționarea pompelor cu debit variabil, conform graficului de reglare în termoficare.

Pompele de circulație apă de termoficare ale noii unități de cogenerare vor fi racordate la colectorul circuitului de retur DN1000 în aval de stația de pompare existentă treapta I, funcționând în serie cu aceasta. Pompele noi vor fi prevăzute cu un circuit de by-pass pentru cazul în care se va funcționa cu sistemul de pompare treapta I existent prin noua unitate de cogenerare.

Stația de pompe de termoficare se va amplasa într-o cameră din clădirea instalații anexe adiacentă clădirii motoarelor și va fi prevăzută cu instalație fixă de ridicat tip grindă mobilă (2tf) deschidere cca. 7m, pentru asigurarea mentenanței echipamentelor.

Modul de racordare a acestor echipamente în instalație e prezentat în schema tehnologică.

• 3.3.2.1.5    Sistemul de alimentare cu combustibil gazos

Profilul de echipare al noii centrale de cogenerare va fi alcătuit din motoare termice de cca. 7,7 MWe, 4 bucăți, cu un consum de gaze naturale de cca. 1600 Nm³/h fiecare, la sarcina maximă În vecinătatea Thermoenergy Group SA este prevăzută o stație de reglare-măsurare-predare (SRMP), PN40. Principalele caracteristici tehnice ale acesteia sunt:

• •    instalație de reglare și măsurare;

• •    parametri: - debit maxim: 23500 Smc/h

- presiune minimă/maximă aval: 5/6bar

Racordul de gaze naturale pentru alimentarea noilor unități de cogenerare se va face în conducta de distribuție cu dimensiuni DN250, în amonte de racordul de alimentare la cazanul apă caldă model LOOS existent.

Conducta nouă de gaze naturale care va alimenta noile aparate de utilizare (motoare termice) va fi montată suprateran și va fi dotată la punctul de racord cu conducta de distribuție existentă cu următoarele:

• •    contor de debit general,

• •    manometre

• •    goliri și aerisiri

• •    sistem de filtrare cu by-pass

• •  robinete de siguranță,

• •  robinete de izolare/separare.

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

Contorul de debit de gaz va fi un contor inteligent, de clasă 1 cu eroare de măsură sub ±1% prevăzut cu display local și data logger pentru stocarea valorilor măsurate, cu ieșire 4-20mA și ieșire serială (RS485 MODBUS), care va fi integrat în DCS.

Fiecare consumator de gaze naturale trebuie să fie contorizat individual, cu contor inteligent (inclus în furnitura consumatorului), care va fi integrat în DCS.

Rețelele de conducte de alimentare a motoarelor din interiorul incintelor vor face parte din furnitura de echipament specifică.

Întrucât presiunea minimă a gazelor naturale cerută de motoare poate fi de 6 bar pentru cazul în care această valoare nu poate fi asigurată din rețeaua de distribuție s-au prevăzut două compresoare de gaze în funcționare 2x50%, debit 3200 Nm³/h fiecare, care vor asigura ridicarea presiunii cu 2 bar.

• 3.3.2.1.6    Rețele tehnologice in incintă

Echipamentele grupului de cogenerare sunt racordate prin conducte tehnologice de legătură la punctele de interfață ale sistemelor aflate la limita de proiect după cum urmează:

• •    Conductele de termoficare - se vor racorda la punctele de interfață de pe magistralele tur și retur.

Acestea se vor poza suprateran pe o estacadă nouă, fiind prevăzute cu armături de secționare, de reglare și cu robineți pentru goliri și aerisiri.

Compensarea dilatărilor termice se va face prin lire de dilatare și din configurația traseelor. Noile circuite se vor izola și proteja termic.

Toate conductele se vor monta cu panta de minim 2 %>, în punctele de cotă maximă fiind prevăzute cu circuite de aerisire (inclusiv robineți), iar in punctele de cotă minimă se vor monta circuite de golire.

• •    Conducta de alimentare cu gaze naturale a grupurilor de cogenerare se va racorda la punctul de interfață și va face legătura la consumatori (motoare termice) conform cap. 3.3.2.1.5.

• 3.3.2.1.7    Izolații termice

Toate echipamentele, precum și anexele acestora, se vor izola termic în conformitate cu soluțiile furnizorilor de echipament.

Elementele de instalație (conducte, armături, etc.) se vor izola termic în scopul limitării pierderilor de căldură ale fluidului din instalație în mediul ambiant, respectării parametrilor de funcționare a instalațiilor și încadrării temperaturii la suprafața izolației în limitele admise de normele de securitate în muncă, împotriva înghețului.

• 3.3.2.2    Instalații tehnologice electrice
  
  3.3.2.2.1    Funcțiuni și cerințe

Instalațiile tehnologice electrice prevăzute vor asigura încadrarea generatoarelor motoarelor termice în rețeaua electrică a zonei.

Instalațiile electrice aferente centralei de cogenerare cuprinde următoarele sisteme funcționale electrice:

• -    Sistemul de evacuare al puterii produsă de generatoarele motoarelor termice;

• -    Sistemul de racordare al generatoarelor motoarelor termice;

• -    Sistemul de alimentare al consumatorilor serviciilor proprii;

• -    Sistemul curentului continuu de 220 V;

• -    Sistemul de comandă, protecție, semnalizare, metering;

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118624-B1

  Revizie: 1

  Pag. 79

  
  

• -    Sistemul gospodăriei de cabluri electrice și instalației de legare la pământ.

• 3.3.2.2.2    Descrierea schemei electrice
  
  3.3.2.2.2.1    Considerații generale

În principiu, instalația tehnologică electrică a centralei de cogenerare este prezentata în planul cod 8972/2022-2-D0102275-E0, iar în Anexa E2 se poate gasi Lista de echipamente aferente instalațiilor tehnologice electrice. Caracteristicile echipamentelor din schema monofilară de principiu sunt orientative.

Racordul la SEN al centralei de cogenerare se face la tensiunea de 110 kV, în stația interioară existenta în incinta Thermoenergy.

Schema realizează evacuarea în SEN a puterii produse și asigură și alimentarea consumatorilor de servicii proprii și utilități din incinta centralei de cogenerare.

Centrala de cogenerare va fi constituită dintr-o insulă de putere echipată cu patru motoare termice în cogenerare, cu o putere electrică instalată totală de 8,35 x 4 = 33,4 MVA.

Puterea produsă de generatoarele electrice la tensiunea de 6,3 kV este evacuată în stația electrică interioară (de tip AIS), prin transformatoare de putere ridicătoare la tensiunea de 110 kV.

Din stația electrică interioară de 110 kV, puterea produsă de insula de putere este evacuată în SEN prin două linii aeriene 110 kV în stația 110 kV Bacău Sud.

• 3.3.2.2.2.2    Sistemul de evacuare a puterii produsă de generatoarele electrice în SEN

Principiul sistemului de evacuare a puterii generatoarelor prezentat în schemă este, de fapt, o schemă cu bare colectoare la tensiunea generatoarelor (PE113-95 art.3.2.2.).

Pentru generatoarele noii centrale de cogenerare sunt prevăzute două căi de evacuare a energiei total redundante:

• -    Stație de 6,3 kV pentru racord generatoare cu două secții de bare și cuplă longitudinală;

• -    Transformatoare ridicătoare 6,3/110 kV (montate pe fundațiile fostelor 1AT si 2AT); (pentru eliberarea fundației 1AT este necesara demontarea trafo 1AT și transport/predare în Depozit Producție Thermoenergy);

Racorduri aeriane noi spre stația 110 kV celulele 11k, respectiv 19 k; (lanțuri de izolatoare, conductoare, cleme, izolatoare de trecere exterior-interior, verificare și revopsire stâlpi și cadre portal);

• -    Celule 110 kV reabilitate cu echipamente noi în câmpul 11 k, respectiv 19 k, din stația interioară existent.

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

Pentru cazul indisponibilității uneia dintre căile de evacuare, energia produsă de noua centrală poate fi preluata în intregime de cealaltă cale de evacuare.

Noile echipamente vor trebui să respecte prevederile Ord.ANRE nr.72/02.08.2017 pentru aprobarea “Normei tehnice privind cerințele tehnice de racordare la rețelele electricede interes public Pentru grupurile generatoare sincrone”, cu modificările și completările ulterioare prin

Ordinul ANRE nr.214/19.12.2018.

Grupurile generatoare (motor termic + generator) trebuie să fie capabile să insularizeze pe sevicii interne (să se deconecteze de la sistem/rețea și să rămână în funcțiune,urmând ca la revenirea stabilității să se reconecteze la sistem/rețea) la defecte sau anomalii în SEN.

La constituirea instalațiilor electrice se vor utiliza echipamente moderne, fiabile care respectă: -reglementarile, prescripțiile și normativele aplicabile acceptate ANRE;

• -    recomandările standardelor IEC din grupele aplicabile produselor și serviciilor avute în vedere;

• -    recomandările standardelor românești (de regulă în concordanță cu normele IEC asociate);

Terminalele numerice de comandă control și protecție utilizate atât la 6kV cât și la110kV să dețină și funcția cod ANSI 25 [control al sincronismului/lipsa tensiunii la anclanșare]

Toate echipamentele de protectii, comandă, semnalizări, comunicații vor avea asigurată compatibilitatea electromagnetică;

Pentru situația în care centrala hibridă nu funcționează o perioadă îndelungată, se va asigura alimentarea secției de bare 6 kV -centrala hibridă din stația de 6,3 kV OMB unde se va monta o celula nouă de 6,3 kV, dimensionată și echipată corespunzător.

Calea de curent a circuitelor de evacuare a puterii de la barele colectoare ale generatoarelor la transformatoarele ridicatoare este realizat în cabluri electrice.

• 3.3.2.2.2.3    Sistemul de alimentare a serviciilor proprii

Alimentarea serviciilor proprii se realizează (conform schemei) prin transformatoare de servicii proprii MT/JT, racordate la barele colectoare ale generatoarelor.

Alimentarea consumatorilor de servicii proprii de joasa tensiune (0,4 kV) se realizează prin stația de servicii proprii de joasă tensiune alimentată prin transformatoarele de servicii proprii medie tensiune/joasă tensiune (0,4 kV).

Stația de servicii proprii de joasă tensiune 0,4 kV este cu două secții de bare, cu cuplă longitudinală și instalație de AAR.

• 3.3.2.2.2.4    Sistemul curentului continuu de 220V și tensiune neîntreruptibilă 400 V, 50Hz

Pentru insula de putere este prevazută o stație de producere și distribuție a curentului continuu de 220V și tensiune neîntreruptibilă 400 V, 50 Hz constituită din:

• -    baterie de acumulatoare: 220 V;

• -    redresoare:              400 Vca/220 Vcc;

• -    invertoare:              220 Vcc/400 V, 50 Hz;

• -    tablou de distribuție:    220 Vcc cu două secții de bare legate prin cuple longitudinale;

• -    tablou distribuție:       3 x 400 V + PEN,100 A;

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

• 3.32.2.2.5 Sistemul de comandă, protecție, semnalizare, metering

Conducerea operativă a centralei va fi de tip centralizat .

Instalațiile de comandă, protecție, semnalizare și metering ale centralei vor fi amplasate în panouri și dulapuri amplasate în camera de comandă a centralei.

Motoarele termice/generatoarele au dulapuri pentru alimentarea serviciilor proprii și pentru comanda-control, sincronizare, protecție și metering, dulapuri care fac parte din furnitură.

Parte din funcțiunile de conducere operativă a instalațiilor tehnologice electrice, independent de conducerea proceselor termomecanice (componente/dulapuri separate), vor fi realizate de instalația DCS prevazută pe partea de automatizare.

Instalațiile de protecție, monitorizare și comandă (dulapurile) pentru transformatoarele de putere 6,3/110 kV vor fi amplasate în camera de comandă tehnologică central (dispecerat).

Se va realiza implementarea în SCADA electric (independent de SCADA termomecanic) a instalațiilor electrice noi proiectate, inclusiv pentru transformatoarele de putere 6,3/110 kV.

• 3.3.2.2.2.6 Sistemul gospodăriei de cabluri electrice și instalației de legare la pământ.

Gospodăria de cabluri va fi configurată în funcție de cerințele/condițiile de amplasare a surselor, centrelor de consum și necesitatea asigurării redundanței fluxurilor de cabluri care se rezervă.

Gospodaria de cabluri se va realiza în conformitate cu prevederile standardelor și prescripțiilor de cabluri în vigoare (dintre se menționează: NTE 007/08, NTE001/03, NTE002/03).

Gospodăria de cabluri va cuprinde cabluri de înaltă și medie tensiune, cu izolație din XLPE și cabluri de joasa tensiune de energie și de comanda control cu izolație din PVC .

Toate cablurile vor fi de tipul cu întârziere la propagarea flăcării.

Este prevăzută instalație de legare la pământ complexă care se va realiza cu electrozi verticali din țeavă de OL-Zn și electrozi orizontali/conductoare de legătură și ramificație din platbandă de OL-Zn.

• 3.3.2.3 Instalații de automatizare
  
  3.3.2.3.1    Considerații generale

Pentru supravegherea, monitorizarea și controlul proceselor tehnologice și electrice la nivelul noii centrale de cogenerare se implementează un sistem distribuit de conducere (DCS).

Sistemul DCS aferent noii investiții realizează integrarea sistemelor de automatizare, măsură și control aferente echipamentelor tehnologice noi (stație pompe termoficare, unități de cogenerare) în cadrul sistemului de conducere DCS.

Sistemul DCS este proiectat cu componente liber configurabile și programabile, cu auto-diagnoză, bazate pe microprocesoare de ultimă generație.

Sistemul de conducere este un sistem modern, cu posibilitatea dezvoltării ulterioare și îmbunătățirii performanțelor.

Sistemul de conducere este de tip redundant (la nivelul unității centrale, a serverelor și la nivelul sistemului de comunicație).

Sistemul asigură toate funcțiile de automatizare de bază:

• -    Supraveghere;

• -    Reglare în regim AUTOMAT sau MANUAL;

• -    Comandă și interblocare.

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118624-B1

  Revizie: 1

  Pag. 82

  
  

Pentru instalațiile tehnologice care au propriul sistem de conducere locală (motor termic, stația de pompare, stația electrică) sistemul DCS asigură funcția de monitorizare a parametrilor, comenzi de pornire, oprire a echipamentelor și setarea referințelor pentru buclele de reglare.

Sistemul este prevăzut cu auto-diagnoză și este capabil să comunice cu alte sisteme. Transmisia datelor se face pe rețele seriale (sisteme de bus).

Sistemul îndeplinește următoarele cerințe funcționale de bază:

• -    Achiziția și procesarea datelor;

• -    Interfața om - mașină;

• -    Stocarea de date pentru arhivare și graficele de evoluție a parametrilor (trenduri);

• -    Comunicație;

• -    Inginerie.

întregul proces este automatizat într-o structură ierarhică. Nivelele ierarhice trebuie să fie independente unele de altele.

Toate componentele sistemului de automatizare (măsurători, prelucrarea semnalului, reglarea și comanda) sunt uniforme din punct de vedere al echipamentelor, siguranței, disponibilității și funcționării. Acestea vor fi documentate într-un sistem uniform.

Fiecare grup motor generator este livrat împreună cu sistemele proprii de automatizare și control, conducerea procesului tehnologic este asigurată din camera de comandă.

Stațiile electrice, sunt conduse și monitorizate dintr-un cabinet DCS amplasat în aceeași cameră de comandă.

Stațiile electrice utilizează dulapuri cu controllere, relee de protecție, analizoare și contoare de energie care asigură managementul semnalelor de tip I/O și bus de date aferente proceselor/sistemelor electrice (celule medie tensiune, transformatoare de putere, transformatoare de servicii interne.

Instalația de automatizare asigură integrarea facilităților de supraveghere și monitorizare a ansamblului format din motoare generatoare, tablouri cu instalații și echipamente electrice, stație electrică servicii proprii, stație electrică 110 kV, sistem de măsurare și contorizare energie electrică și termică, sistem de măsurare și contorizare consum de gaze naturale pentru fiecare motor termic.

Sistemul de control aferent proceselor tehnologice din grupuri motoare generator, stații electrice aferente MT, va fi integrat cu sistemul de control DCS, utilizând o rețea inel de fibră optică.

Punctele de racord în SE 110 kV și SE 6 kV vor utiliza cabinete de protecție cu relee de protecție și analizoare / contoare de energie ce asigură managementul semnalelor de tip I/O și bus de date aferente proceselor/sistemelor electrice (celule medie și înaltă tensiune).

Tablourile locale ale acestor echipamente electrice sunt echipate cu un automat programabil / controler prevăzut cu consolă de afișare și comandă locală și asigură o interfață de comunicație adecvată cu protocol de tip Modbus TCP/IP sau IEC61850 pentru conexiunea cu sistemul DCS al noii centrale.

Aceste tablouri sunt integrate într-o rețea inel pentru asigurarea redundanței de comunicație. Rețeaua este realizată cu cabluri cu fibră optică, cu un număr de fire dublu față de cel folosit pentru realizarea efectivă a comunicațiilor între subsisteme.

Pentru comunicația între dulapul central DCS, serverele existente și dulapurile de automatizare ale obiectelor din cadrul noii arhitecturi DCS, în scopul integrării se va utiliza protocolul de comunicație Ethernet/IP. La nivel de câmp, sau pentru legături punctuale sunt utilizate protocoale de comunicație industrială specifice configurației obiectului propus, cum ar fi MODBUS, PROFIBUS, etc.

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

Comanda instalației tehnologice a noii centrale este realizată din stația de operare care va fi amplasată pe pupitrul din camera de comandă. în caz de nevoie (de exemplu în cursul probelor, reviziilor) pentru comanda instalației tehnologice se poate utiliza și dulapul propriu care este prevăzut un display touch screen pe ușa dulapului, pe care va fi realizată schema sinoptică a procesului tehnologic și schema P&lD.

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

Pe display este posibilă afișarea variabilelor din proces în mai multe formate selectabile de către operator.

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

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

Sistemul de automatizare este asigurat de un automat programabil (PLC) cu procesor, sursă de alimentare stabilizată, care va asigura alimentarea procesorului și tensiunea pentru semnalele de intrare / ieșire din câmp.

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

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

Ca principiu se va realiza o fereastră generală cu schema termomecanică a instalației, cu elementele în funcțiune și în rezervă și indicarea parametrilor măsurați pe circuite, respectiv pe utilajele în funcțiune.

Se vor realiza ferestre individuale pentru fiecare utilaj comandat, cu posibilitatea de alegere a modului de funcționare automat sau manual, respectiv setarea parametrului reglat, conform indicațiilor din proiectul partea mecanică.

Tot de pe sistemul touch screen se va afișa și alege receptorul căruia i se va confirma resetarea alarmei. Resetarea alarmei se realizează cu buton montat pe fața dulapului

• 3.3.2.3.2    Camera de comandă pentru centrala de cogenerare

Centrala de cogenerare este condusă de la centrul dispecer amplasat în cadrul clădirii stației electrice.

Motorul termic este echipat cu sistem propriu de comandă, control, protecție și interfață de comunicație bidirecțională cu sistemul DCS al noii centrale de cogenerare.

Stația de pompare formată din electropompe de circulație dotate cu convertizor de frecvență și stațiile electrice aferente vor fi gestionate dintr-un dulap local de comandă amplasat în cameră de comandă.

Sistemul DCS aferent CHP este destinat conducerii următoarelor instalații

• -    Motorul termic (MT) - prevăzut cu sistem de automatizare propriu (livrat în furnitură), format din panouri de control pentru motor și generator, cu PLC, module I/O și HMI si display LCD, cu controller specific de motor, cu sincronizator de rețea, cu relee de protecție generator, cu sistem excitație generator, transformatoare de măsură curent și tensiune, cu modem de monitorizare de la distanță în scop de service;

• -    Stație electrică 6/0,4 kV de MT (SE2) (6kV) pentru alimentare motoarele termice;

• -    Stație electrică 6/110 kV pentru evacuare putere grup cogenerare;

• -    Stație de pompe termoficare (SP): pompe termoficare cu convertizor de frecvență;

• -    Stație electrică 0,4kV (SE1);

• -    Sistem de măsurare și contorizare energie electrică și termică.

Echipamente montate în Camera de comandă CHP:

• -    Două Stații operare aferente proceselor tehnologice Centrala Cogenerare (CHP), Stație Pompe Termoficare (SP);

• -    Stație operare pentru sistemul SCADA electric (SE);

• -    Stație inginerie/arhivare;

• -    Dulap DCS cu controller redundant și extensii pemtru module I/O aferent CHP+ Stație Electrică 0,4 kV (SE2);

• -    Dulap DCS cu controller redundant și extensii pentru module I/O aferent Stație Pompe Termoficare+Stație Electrică 6 kV (SE1)+Stație 110 kV;

• -  Panou de comandă locală GENSET1 CHP, livrat în furnitură (PLC+HMI);

• -  Panou de comandă locală GENSET2 CHP, livrat în furnitură (PLC+HMI);

• -  Panou de comandă locală GENSET3 CHP, livrat în furnitură (PLC+HMI);

• -  Panou de comandă locală GENSET4 CHP, livrat în furnitură (PLC+HMI);

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

• -    Panou de comandă locală SP livrat în furnitură (PLC+HMI).

Echipamente montate în Camera de comandă DCS existent Obiect 4 (obiectiv aflat la cca. 600 m distanță de amplasamentul noii centrale, conexiunea între cele două sisteme DCS se va face cu fibră optică):

• -    Stație operare pentru noua centrală de cogenerare.

În Anexa F este prezentată lista de echipamente pentru instalația de automatizare.

Integrarea noii centrale în sistemul de dispecerizare existent la CET Bacău constă din următoarele activități:

• -    Integrarea datelor necesare dispecerizării noii centrale în DCS existent de tip Xxxxx-Xxxxxxx PlantPAx (Obiect 4);

• -    Integrarea datelor de la noua centrală într-un server dedicat acesteia, amplasat în camerade comandă existentă, server prevăzut cu stație de operare tip client, de la care se va efectua operarea noii centrale de cogenerare.

Arhitectura sistemului distribuit de conducere DCS este prezentată în Anexa G2 - Arhitectura sistemului de conducere - Soluția 2.

Pentru supravegherea, monitorizarea și controlul proceselor tehnologice și electrice la nivelul noii investiții se propune un sistem distribuit de conducere (DCS).

• 3.3.2.3.3    Cerințe privind instalațiile tehnologice de automatizare.

Toate echipamentele de automatizare, aparatura de câmp, protecțiile, PLC-urile, echipamentele de comunicație aferente CHP vor fi de tip industrial, moderne, de ultimă generatie (nu mai vechi de 12 luni).

Sistemul DCS aferent noii investiții realizează integrarea sistemelor de automatizare, măsură și control livrate în furnitura instalațiilor tehnologice din componența noii centrale de cogenerare în sistemul de conducere DCS amplasat în centrul dispecer.

Sistemul de conducere DCS include toate elementele necesare: dulapurile de automatizare aferente instalațiilor tehnologice (unitate de cogenerare, stație de pompare, stație electrică, sistem de monitorizare a emisiilor), aparatură de câmp, convertoare de comunicație, cutii de conexiuni, cabluri, materiale de montaj, aplicații software la nivel de câmp și la nivel de dispecer.

Dulapurile de automatizare livrate în furnitura instalațiilor tehnologice sunt echipate cu automat programabil (PLC), module I/O, panou de vizualizare și operare HMI, module de comunicație redundantă prin inel de fibră optică, precum și aplicațiile și licențele software necesare.

Proiectarea schemelor electrice utilizate în cadrul DCS se va face cu un software dedicat schemelor electrice care generează automat rapoarte de echipamente, conexiuni, etichete. Forma AS-BUILT a proiectului în format electronic va fi predată Beneficiarului și în format electronic editabil, pentru optimizări ulterioare.

Sunt prevăzute toate lucrările necesare de construcții și montaj respectiv toate serviciile de specialitate pentru realizarea la cheie a sistemului de control distribuit, integrat la dispecerul existent:

• -    lucrări de montaj echipamente și realizare conexiuni;

• -    lucrări de cablare, inclusiv cabluri de cupru și fibră optică, canale cabluri, estacade, suporți, treceri prin pereți, utilizare canale existente, realizare conexiuni la echipamente, etc.;

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118624-B1

  Revizie: 1

  Pag. 86

  
  

• -    servicii și lucrări de automatizare, măsură/contorizare și protecții: inginerie, proiectare, dezvoltare, analiză, testare, documentare, punere în funcțiune.

Echipamentele vor fi proiectate astfel încât să se atingă parametri de disponibilitate și performanță în regimul de funcționare respectiv și să fie îndeplinite criteriile de performanță specificate privind de regimul de funcționare și durata de viață.

Sistemele vor fi construite și instalate în mod sistematic și logic, existând posibilitatea adăugării și extinderii ulterioare. Dulapurile și cutiile vor conține cel puțin un volum de 20% de rezervă din capacitatea disponibilă.

Sistemul de conducere DCS este de tip redundant astfel încât un defect aleator apărut la echipamente, hardware sau software nu va determina niciodată un pericol pentru personal, pentru mediul înconjurător sau pentru instalație.

Pentru a facilita reparațiile și mentenanța echipamentelor și pentru a limita gama de piese de schimb, proiectarea și structurarea sistemelor va fi standardizată pentru numărul de tipuri de componente.

Vor fi respectate instrucțiunile de montaj proprii furnizorului de echipamente.

Toate echipamentele și materialele livrate precum și accesoriile lor trebuie să reziste condițiilor de mediu la care sunt supuse, fără să se deterioreze sau să se defecteze. Această condiție este valabilă pe durata transportului, descărcării, depozitării și exploatării echipamentelor.

Toate echipamentele furnizate vor fi adecvate funcționării în centrale electrice amplasate în mediul climatic din România și în condițiile meteorologice, seismice și de mediu specifice locului în care este amplasată centrala.

Principalele echipamente electronice vor fi instalate în camere cu aer condiționat. Aceste camere vor avea o presiune a aerului ușor crescută pentru a preveni pătrunderea umidității și a aerului poluat.

• 3.3.2.3.4    Caracteristici tehnice pentru Sistemul Distribuit de Conducere (DCS)
  
  3.3.2.3.4.1    Caracteristici generale pentru DCS

Sistemul distribuit de conducere (DCS) este proiectat cu componente liber configurabile și programabile, cu auto-diagnoză, bazate pe microprocesoare de ultimă generație.

Sistemul de conducere este un sistem modern, cu posibilitatea dezvoltării ulterioare și îmbunătățirii performanțelor.

Sistemul de conducere DCS este de tip redundant (la nivelul unității centrale, a serverelor și la nivelul sistemului de comunicație).

Sistemul sigură toate funcțiile de automatizare de bază:

• -    Supraveghere;

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

• -    Reglare în regim AUTO sau MANUAL;

• -    Comandă și interblocare.

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118624-B1

  Revizie: 1

  Pag. 87

  
  

Pentru instalațiile tehnologice care au propriul sistem de conducere locală (livrat în furnitură), DCS asigură funcția de monitorizare a parametrilor, comenzi de pornire, oprire a principalelor echipamente și setarea referințelor pentru buclele de reglare.

Sistemul este prevăzut cu auto-diagnoză și este capabil să comunice cu alte sisteme.

Transmisia datelor se face pe rețele seriale (sisteme compatibile cu rețeaua existentă).

Sistemul îndeplinește următoarele cerințe funcționale de bază:

• -    Achiziția și procesarea datelor;

• -    Interfața om - mașină;

• -    Stocarea de date pentru arhivare și graficele de evoluție a parametrilor (trenduri);

• -    Comunicație;

• -    Inginerie.

întregul proces este automatizat într-o structură ierarhică. Nivelele ierarhice sunt independente unele de altele.

Toate componentele sistemului de automatizare (măsurători, prelucrarea semnalului, reglarea și comandă) sunt uniforme din punct de vedere al echipamentelor, siguranței, disponibilității și funcționării. Acestea vor fi documentate într-un sistem uniform.

Echipamentele de automatizare sunt de înaltă calitate iar lucrările de execuție vor fi adecvate domeniului energetic și conforme cu tehnologia de lucru în centralele electrice.

Toate echipamentele livrate respectă standardele locale și europene și vor fi marcate cu simbolul “CE”. Aceste echipamente sunt ușor de reparat și întreținut și au capacitatea detectării în avans a defectelor. Numărul de echipamente și părți componente diferite va fi limitat la un maxim acceptabil în vederea uniformizării tehnologiilor utilizate.

Modificările și adăugările ulterioare la sistemul de conducere se pot executa într-o manieră simplă, în timpul funcționării. Pentru a include dezvoltări ulterioare, sistemul DCS este prevăzut cu rezervă de 20 % hardware și software.

Sistemul de conducere îndeplinește cerințele de funcționalitate utilizând componente hardware și software standard. Sistemul de conducere este structurat în mod adecvat astfel încât să permită verificări și mentenanță în timpul funcționării centralei fără să afecteze siguranța întregului sistem de conducere. Sistemul de conducere permite modificarea “on-line” a programelor pe timpul funcționării normale a centralei, fără oprirea procesului.

Funcțiile de conducere îndeplinesc următoarele cerințe de bază:

• -    funcționarea tuturor obiectelor interactive,

• -    pornirea și oprirea obiectului comandat respectă principiul SELECTEAZĂ - OPEREAZĂ -CONFIRMĂ.

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

Sistemul de supraveghere, ca interfață cu operatorul, va fi construit în limba română. Graficele de pe stația de operare, listele, rapoartelor și comentariile vor fi în limba română. Operatorul nu este obligat să cunoască o limbă străină.

Sistemul este prevăzut cu funcții de auto - diagnoză și auto - testare pentru fiecare componentă a sistemului. La defectarea unei componente, se generează alarme către sistemul de conducere.

Sistemul de conducere DCS este reprezentat într-o reprezentare grafică (mimic display) în care se poate observa starea tuturor echipamentelor care îl compun precum și starea rețelei de comunicație. Setarea și parametrizarea echipamentelor este posibilă prin intermediul acestui mimic display.

Toate componentele electronice ale sistemului sunt alimentate de la o sursă de curent neîntreruptibilă (UPS). Puterea UPS-ului și capacitatea acestuia sunt astfel calculate încât sistemul de conducere să funcționeze fără întrerupere timp de 30 de minute după dispariția tensiunii de alimentare.

Setările de protecție trebuie coordonate cu alte protecții din centrală. Toate lucrările de inginerie referitoare la interfața cu sistemele existente și noi vor fi realizate în strânsă coordonare cu Beneficiarul.

• 3.3.2.3.4.2    Comunicația

Specificația de procurare pentru sistemul DCS va defini sistemele externe care au interfață cu sistemul DCS. Fiecare interfață și software extern vor constitui o caracteristică standard, bine stabilită a sistemului DCS. Toate echipamentele care asigură interfețe externe vor utiliza protocoale standard și vor fi izolate din punct de vedere electric de sistemele externe. Interfețele vor fi dimensionate să utilizeze maximum 70% din capacitatea totală.

• 3.3.2.3.4.3    Funcțiile sistemului de conducere DCS

Sistemul de conducere DCS asigură funcționarea în siguranță a principalelor echipamente tehnologice, inclusiv pornirea și oprirea automată, precum și următoarele funcții minime, dar nu se limitează numai la acestea:

• -    pornirea și oprirea, supravegherea, setarea referințelor pentru principalele echipamente tehnologice;

• -    realizarea de protecții, alarme și interblocări;

• -    supravegherea cu indicarea stării principalelor echipamente;

• -    indicarea și înregistrarea principalilor parametri;

• -    elaborarea și listarea rapoartelor privind funcționarea instalației;

• -    generarea de jurnale;

• -    stocarea datelor pe termen lung; supravegherea performanțelor de bază;

• -    gestionarea și afișarea alarmelor;

• -    afișarea trend-urilor pentru datele din proces selectate;

• -    înregistrarea și raportarea listei de evenimente.

• 3.3.2.3.4.4    Aparatura locală

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

Aparatura locală va asigura supravegherea directă (manometre, termometre, presostate, etc.) sau transmiterea la distanță (traductoare) a valorilor parametrilor tehnologici pentru a fi prelucrate de sistemul de conducere.

Aparatura este destinată să funcționeze în condiții climatice corespunzătoare zonei temperate N.

Semnalele analogice ale traductoarelor vor fi conectate la modulele de intrări analogice pentru a fi distribuite și prelucrate. Semnalele binare provin de la presostate, termostate precum și de la contacte libere de potențial sau de la alte sisteme. Acestea vor fi conectate la modulele de intrări binare.

Forma constructivă, dimensiunile de gabarit, acoperirile de protecție și marcarea trebuie să fie conform cu documentația furnizorului și vor trebui să corespundă condițiilor generale de funcționare în centrale și condițiilor particulare de utilizare (natura și parametrii fluidului/mărimi măsurate).

Aparatura de măsurare utilizată pentru combustibili și energia produsă și livrată constă din:

• •    Contor de energie produsă și livrată

• •    Contor de debit de gaz

• •    Contor de energie termică

Aparatele pentru măsurătorile tranzacționale și pentru măsurarea energiei termice conform ordinului ANRE114/2013 sunt: traductoare de debit, presiune, temperatură, contor de debit de gaz, contor de energie produsa si livrata, contor de energie termică.

• 3.32.3. 4.5 Cabluri și materiale de montaj

Echipamentele de automatizare se vor monta de către firme specializate în conformitate cu normele și prescripțiile tehnologice de montare a instalației de automatizare, a cerințelor echipamentelor tehnologice și a detaliilor din proiectele de detalii de execuție.

Se vor respecta măsurile de securitate, protecția muncii și pericol de incendiu.

Cablurile de automatizare se vor poza pe trasee noi de cabluri comune cu cablurile electrice în conformitate cu NTE 007/08/00. La pozarea cablurilor se vor lua toate măsurile de protecție împotriva deteriorărilor mecanice, a radiațiilor termice, asigurându-se accesul pentru lucrările de reparație sau înlocuire.

Suporții, jgheaburile, construcțiile metalice din componența traseelor de cabluri vor fi prevăzute împotriva coroziunii.

Pentru montarea aparaturii de automatizare se vor respecta fișele tehnice de montaj pentru aparatele de măsură și indicațiile din cărțile tehnice ale echipamentelor.

• 3.3.2.4    Instalații pentru curenți slabi

Instalațiile pentru curenți slabi includ:

• -    sistem de detecție și semnalizare incendiu (SDSI);

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

• -    sistem de telefonie;

• -    Sistem de supraveghere video (CCTV);

• -    Sistem detecție și semnalizare la efracție;

• -    Sistem de control acces;

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118624-B1

  Revizie: 1

  Pag. 90

  
  

• 3.3.2.4.1    Sistemul de detecție și semnalizare incendiu

Sistemul de detecție și avertizare prevăzut va permite localizarea rapidă și precisă a unei situații de incendiu, precum si afișarea stării elementelor de detecție și transmitere a alarmei.

Detectoarele de incediu vor utiliza diferite principii de operare ajungându-se astfel la un procent mare de precizie a detecției și un procent scăzut de alarme false.

Sistemul de detecție și semnalizare la incendiu (SDSI) va fi proiectat într-o arhitectură deschisă, în conformitate cu prevederile standardelor românești P 118/3-2015, I 18/1 2001 și a standardelor EN 54-2, EN 54-4, EN 54-5/7/122 pentru detecția și alarmarea rapidă a începuturilor de incendiu.

Sistemul de detecție și semnalizare la incendiu va realiza următoarele funcțiuni:

• -    detecția automată a începuturilor de incendiu prin amplasarea de detectoare automate adresabile, amplasate în spații din cadrul noilor obiective;

• -    semnalizarea manuală a incendiilor prin butoane manuale adresabile de alarmare

• -    amplasate pe căile de evacuare din cadrul obiectivelor;

• -    avertizarea acustică în caz de incendiu, prin sirene amplasate astfel încât să se asigure alarmarea tuturor persoanelor din zonă;

• -    comanda opririi instalațiilor de ventilație și climatizare, în caz de incendiu;

• -    comanda de declanșare a instalațiilor electrice, menținându-se în funcțiune numai instalațiile cu rol de siguranță la incendiu;

• -    furnizarea de contacte de comandă pentru acționarea trapelor de fum, clapetelor și voleților aferente sistemului de desfumare; deschiderea ușilor pentru compensarea aerului;

• -    transmiterea de informații sistemului de control acces, pentru deblocarea filtrelor de pe căile de evacuare în caz de incendiu confirmat;

• -    transmiterea de mesaje de alarmă prin apelatorul telefonic.

Sistemul va fi compus din:

• -    centrala de semnalizare incendiu, adresabilă cu bucle de detecție, amplasată în centrul de greutate al cladirii intr-un spatiu dedicat;

• -    detectoare adresabile de fum;

• -    butoane manuale adresabile de avertizare;

• -    module adresabile pentru comenzi și monitorizare echipamente;

• -    sirene de alarmare în caz de incendiu, adresabile;

• -    sirene exterioare.

Elementele de detectie și semnalizare incendiu vor fi montate pe bucle de detecție distincte, realizate pe criterii de amplasare și zonare.

• 3.3.2.4.2    Sistemul de telefonie

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

În cadrul proiectului va fi prevazut un sistem de telefonie fixă, deservit de două centrale telefonice digitale, amplasate în Camera de comandă:

• -    centrală telefonică CT1, cu rol de a asigura comunicațiile de bază din noua centrală cu o rezervare de minim 30%;

• -    centrală telefonică (extensibilă) CT2, pentru comunicație operativă în interiorul și în afara incintei.

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118624-B1

  Revizie: 1

  Pag. 91

  
  

Cele două centrale telefonice vor fi conectate prin circuite tie-line, printr-un cablu de fibră optică cu 12 fibre. Cablajul de telefonie va fi realizat cu cabluri FTP 4p si FTP 2p.

Aparatele telefonice, care urmează a fi amplasate în cadrul obiectelor tehnologice vor fi:

• -    aparate telefonice digitale cu display și consolă DSS;

• -    aparate telefonice digitale cu display;

• -    aparate telefonice digitale fără display;

• -    aparate telefonice analogice standard;

Topologia rețelei telefonice va fi stelară.

Repartitoarele telefonice locale amplasate în cadrul obiectelor tehnologice se vor conecta cu repartitorul general al centralei telefonice prin cabluri multipereche FTP20p și FTP10p.

În toate clădirile, se va prevedea câte un repartitor telefonic, în care se vor concentra cablurile de la prizele telefonice amplasate în aceste obiecte.

Toate echipamentele vor fi produse sub standardul calității ISO 9001.

• 3.3.2.4.3    Sistemul de supraveghere video

Sistemul de supraveghere video, va fi prevăzut pentru supravegherea instalațiilor tehnologice din interiorul și exteriorul clădirilor, precum și monitorizarea accesului în zona obiectivelor noii centrale.

Sistemul va asigura supravegherea video efectivă a obiectelor tehnologice, inclusiv a drumurilor interioare incintei.

Pentru creșterea nivelului de protecție al obiectivului se va realiza o instalație de supraveghere video care să supravegheze 24h punctele de maxim interes. Se vor amplasa camere de supraveghere video profesionale, care vor transmite imagini la monitoarele amplasate în punctele de supraveghere (camera de comandă și Dispeceratul de securitate care se va amenaja la punctul de intrare principal în noua centrală).

Sistemul va fi realizat cu un dispozitiv de inregistrare video (DVR/NVR), camere video de interior/exterior IP cu IR care vor asigura supravegherea video a spațiilor, precum și o sursa de alimentare de tip UPS, astfel încât la caderea alimentarii principale cu energie sistemul să poată funcționa conform cerințelor minimale de securitate

Sistemul video va îndeplini următoarele functionalități principale:

• -    supravegherea zonelor de acces în spațiile obiectivului protejat;

• -    supravegherea căilor de circulație;

• -    supravegherea zonelor tehnice și a instalațiilor tehnologice;

• -    arhivarea și înregistrarea imaginilor furnizate de camerele de supraveghere 24 de ore din 24 pe o perioada de minim 30 zile pentru a permite analize post-eveniment;

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

• -    optional integrarea cu sistemul de antiefracție, detecție incendiu și control acces pentru activarea camerei video la alarma în zona respectivă.

Realizarea rețelei de transmisie a semnalului se va realiza prin cabluri UTP/FTP cat. 5 de la cameră către echipamentul de înregistrare. Pentru camerele aflate în zona maximă de transmisie a semnalului pe UTP/FTP (90m), se va utiliza fibra optică în combinație cu mediaconvertoare FO-Ethernet.

• 3.3.2.4.4    Sistemul de detecție și semnalizare la efracție

Sistemul antiefractie va realiza alarmarea operativă (acustică, optică și/sau pe linie telefonică) în scopul avertizării autorităților și a companiei de securitate în cazul tentativelor de efracție pentru aplicarea în timp util a planului de intervenție.

Sistemul de detecție și alarmare la efracție se va proiecta într-o arhitectură deschisă, în conformitate cu prevederile standardelor EN 50131- 1.

Rolul sistemului de detecție și semnalizare este acela de a detecta și semnaliza din faza incipientă orice tentativă de pătrundere frauduloasă în spațiile protejate sau de a periclita securitatea persoanelor și bunurile materiale din obiectivul protejat.

Funcțiile Sistemul de detecție și alarmare la efracție sunt:

• -    detecția încercărilor de intruziune în zonele de securitate ale obiectivului;

• -    semnalizarea operatorilor cu privire la tentativele de efracție la nivelul zonelor de securitate, cu indicarea zonei în care au avut loc acestea;

• -    posibilitatea semnalizării situațiilor de panică/urgență;

• -    transmiterea către software-ul de securitate a semnalelor de avertizare și sabotaj, oferind acestuia controlul activării și dezactivării zonelor de securitate și posibilitatea confirmării primirii semnalelor de avertizare;

• -    dezactivarea individuală a zonelor de securitate pentru permiterea accesului autorizat în zonă, prin softul care rulează pe o stație de lucru;

• -    dezactivarea individuală a zonelor de securitate în cazul în care este necesară efectuarea de lucrări care ar duce la generarea de alarme false;

• -    monitorizarea deschiderii ușilor de acces în clădiri;

• -    monitorizarea ușilor de acces în spațiile obiectivului;

• -    detecția pătrunderii pe căile de circulație;

• -    semnalizarea la tentativă de agresiune.

• 3.3.2.4.5    Sistemul de control acces

Sistemul de control acces din cadrul obiectvului va permite gestionarea accesului persoanelor și/sau automobilelor în zone/arii definite in cadrul obiectivului, ierarhizat prin intermediul unei unitati centrale capabile sa ordoneze/permita/restrictioneze fluxul de personal din cadrul obiectivului.

Funcțiile sistemului de control acces sunt:

• •    Accesul personalului autorizat numai în zonele în care are drept de acces, prin alocarea ierarhizat a drepturilor de acces;

• •    Verificarea identității personalului, monitorizarea și reglementarea fluxurilor de persoane în obiectiv;

• •    Comandarea elementelor de blocare/deblocare aferente filtrelor de acces;

• •    Anunțarea operatorilor cu privire la tentativele de pătrundere neautorizată, cu indicarea filtrului unde au loc acestea;

• •    Monitorizarea operațională și tehnică a componentelor Sistemului;

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

• •    Transmiterea către software-ul de management a datelor privind accesele valide și invalide, a semnalelor de alarmă și sabotaj, oferind acestuia controlul filtrelor;

• •    Obținerea de situații și rapoarte privind prezența, circulația și răspândirea personalului în zonele restricționate ale obiectivului;

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118624-B1

  Revizie: 1

  Pag. 93

  
  

• Dezactivarea centralizată a filtrelor de control acces în cazul apariției unor evenimente

deosebite (incendii, situații de urgență).

• 3.3.2.5    Instalații hidrotehnice
  
  3.3.2.5.1    Alimentare cu apă potabilă

Sursa de apă potabilă este reprezentată de rețeaua de apă potabilă a municipiului Bacău. Alimentarea punctelor de consum se va realiza prin intermediul unui racord la rețeaua de distribuție din incinta SC Thermoenergy Group SA Bacău. Racordul se va realiza din tuburi PEID PE100 De 63 x 3,8 mm.

• 3.3.2.5.2    Alimentare cu apă incendiu

Apă pentru stingerea incendiului va fi asigurată de gospodăria de apă pentru stins incendiu din incinta SC Thermoenergy Group SA Bacău.

Pentru alimentarea hidranților exteriori și interiori pentru stins incendiul se vor realiza racorduri din tuburi PEID PE100 De 125 x 11,4 mm la rețeaua de incendiu din incinta SC Thermoenergy Group SA Bacău.

• 3.3.2.5.3    3. Rețele de canalizare

Pentru colectarea apelor uzate menajere se va realiza o rețea de canalizare din tuburi PVC-KG având diametrul De 250 x 6,2 mm, care va colecta apele și le va evacua gravitațional la rețeaua de canalizare menajeră din incinta SC Thermoenergy Group SA Bacău.

Pentru colectarea apelor pluviale se va realiza o rețea de canalizare din tuburi PVC-KG având diametrul De 315 x 7,7 mm, care va colecta apele și le va evacua gravitațional la rețeaua de canalizare pluvială din incinta SC Thermoenergy Group SA Bacău.

Apele pluviale, înainte de evacuarea în rețeaua de canalizare a incintei, vor fi preepurate într-un separator de hidrocarburi pentru a se asigura indicatorii de calitate.

Pe traseul rețelei de canalizare și la schimbările de direcție se vor realiza cămine de vizitare din beton armat acoperite cu capace carosabile.

• 3.3.2.6    Construcții și rezistență
  
  3.3.2.6.1    Lista obiectelor investiției

• •    Sala motoare

• -    Fundații;

• -    Suprastructura;

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

• -    Fundații motoare;

• -    Fundatii coș.

• •    Corp auxiliar

• -    Fundații;

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118624-B1

  Revizie: 1

  Pag. 94

  
  

• -    Suprastructura.

• •    Estacada principală

• -    Fundații

• -    Suprastructura.

• •    Zone anexe ulei

• -    Fundații.

• •    Platforme ventilatoare

• -    Fundații.

• •    Estacade secundare

• -    Fundații

• -    Suprastructura.

• •    Transformator

• -    Fundații.

• 3.3.2.6.2    Descrierea obiectelor investiției
  
  3.3.2.6.2.1    Sala motoare

Aceasta construcție adăpostește principalele echipamente ale centralei și echipamentele auxiliare ale acestora.

În clădire sunt amplasate motoarele și echipamentele anexe ale acestora.

Clădirea are o lungime totală de 32,0 m și lățime de 25,0 m interax. Înălțimea la coama construcției este de cca. 15,0 m.

Clădirea este P+E, cu placă peste parter la cota +9,00 m.

Structura de rezistență a clădirii este o structură metalică spațială alcatuită:

• -    pe direcția transversală - din cadre metalice cu stâlpi și grinzi din europrofile tip HEB;

• -    pe direcția longitudinală - cadrele sunt contravântuite cu profile metalice.

Placa peste parter este din beton armat, cu grosimea de 20 cm și sprijină pe un cofrag pierdut din tablă care sprijină, la rândul lui, pe o structură metalică.

Acoperișul clădirii este un acoperiș ușor, cu panouri tip sandwich, care sprijină pe pane metalice. La nivelul acoperișului sunt prevazute contravântuiri orizontale.

Închiderile laterale ale clădirii și învelitoarea vor fi din panouri sanwich din tablă cutată cu izolație necombustibilă din fibre minerale ca și învelitoarea. Aceste panouri vor fi susținute de grinzi de fațadă sau pane.

Placa de la cota - 0,05 este o placă de beton armat monolit, de 30 cm grosime, care leagă la partea superioară fundațiile.

În interiorul stației sunt amplasate fundațiile motoarelor.

Sistemul de fundare va fi un sistem de fundare de adâncime cu grinzi continue în forma de „T întors din beton armat” sub fiecare șir de stâlpi.

• 3.3.2.6.2.2    Corpul Auxiliar

Corpul Auxiliar este alăturat clădirii Sălii motoare.

Clădirea are o lungime totală de 8,0 m și lațimea de 25,0 m interax. Înalțimea la coama construcției este de cca. 9,0 m.

Clădirea este P+E cu placa peste parter la cota +5,00 m.

Structura de rezistență a clădirii este o structură metalică spațială alcatuită astfel:

• -    pe direcția transversală - din cadre metalice cu stâlpi și grinzi din europrofile tip HEB;

• -    pe direcția longitudinală - cadrele sunt contravântuite cu profile metalice.

Placa peste parter este din beton armat, cu grosimea de 20 cm și sprijină pe un cofrag pierdut din tablă care sprijină, la rândul lui, pe o structură metalică.

Acoperișul clădirii este un acoperiș ușor, cu panouri tip sandwich, care sprijină pe pane metalice. La nivelul acoperișului sunt prevăzute contravântuiri orizontale.

Închiderile laterale ale clădirii și învelitoarea vor fi din panouri sandwich, din tablă cutată, cu izolație necombustibilă din fibre minerale ca învelitoarea. Aceste panouri vor fi susținute de grinzi de fațadă sau pane.

Placa de la cota -0,05 este o placă de beton armat monolit de 30 cm grosime, care leagă la partea superioară fundațiile.

In interiorul stației sunt amplasate fundațiile motoarelor.

Sistemul de fundare va fi un sistem de fundare de adâncime cu grinzi continue în forma de „T întors, din beton armat” sub fiecare șir de stâlpi.

• 3.3.2.6.2.3    Estacada principală pentru conducte

Estacada principală pentru conducte se realizează de-a lungul Sălii turbine și are dimensiunile:

• -    lațimea: 2000 mm;

• -  lungimea: 69 m cu 3 nivele

• -    înalțimea maximă: 9,00 m.

Suprastructura estacadelor este metalică, executată din profile laminate, cu două șiruri de stâlpi legați transversal cu grinzi ce formează cadre. Cadrele transversale sunt conectate cu grinzi longitudinale. Între grinzile longitudinale sunt amplasate grinzi secundare ce susțin suporții conductelor.

Stâlpii estacadei principale sunt susținuți de fundațiile izolate de beton armat cu talpă și cuzinet.

• 3.3.2.6.2.4    Estacade secundare

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

Estacadele secundare sunt de trei tipuri:

• - Tehnologică, pe stâlpi metalici:

• •    lățime: 1500 mm;

• •    lungime: 166 m, cu nivelul pentru conducte la cota: +5,00 m.

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118624-B1

  Revizie: 1

  Pag. 96

  
  

• -    Tehnologică, pe chituci de beton armat - 25 bucăți;

• -    De gaze naturale, pe stâlpi metalici:

• •    lățime: 1000 mm;

• •    lungime: 162 m, cu nivelul pentru conducte la cota: +5,00 m.

Suprastructura estacadelor este metalică, executată din europrofile laminate tip HEB, cu un șir de stâlpi .

Stâlpii estacadei sunt susținuți de fundații izolate de beton armat cu talpă și cuzinet.

• 3.3.2.6.2.5    Zone Anexele Ulei

Anexele Ulei vor fi susținute pe două radiere din beton armat, cu grosimea 50 cm. Dimensiunile în plan ale radierelor sunt 10,00 x 3,00 m, respectiv 7,00 x 3,00 m.

• 3.3.2.6.2.6    Platformele ventilatoare

Platformele ventilatoare vor fi susținute pe radiere din beton armat, cu grosimea de 50 cm. Dimensiunile în plan ale radierelor sunt 16,00 x 3,00 m - 8 bucăți.

• 3.3.2.6.2.7    Transformatorul

Se vor realiza lucrări de reabilitare ale fundației și cuvei pentru montarea noului transformator.

Lucrările de reabilitare constau din:

• -    înlocuirea căilor de rulare (șină, placuțe de prindere);

• -    curățarea suprafețelor exterioare ale grinzilor și cuvei prin hidrosablare pentru indepartarea betonului neaderent, degradat sau expulzat în urma procesului de coroziune a armăturilor;

• -    deschiderea fisurilor pe toată lungimea și în profunzime;

• -    aplicarea mortarului de reparații pentru refacere suprafață;

• -    protecția anticorozivă a betonului pe toată suprafața fundației și a cuvei.

• 3.3.2.6.2.8    Încadrarea construcțiilor în clase și categorii

• •    Clasa de importanță a construcției: II - conform P100-1/2013 "Cod de proiectare seismică-Partea I - Prevederi de proiectare pentru clădiri" corelat cu reglementarea tehnică privind "Cod de proiectare. Bazele proiectării construcțiilor", indicativ CR 0-2012.

• •    Categoria de importanță a construcției: B - conform HG nr. 766/1997, pentru aprobarea unor regulamente privind calitatea în construcții, ordinul MLPAT nr. 31/N/95 "Metodologia de stabilire a categoriei de importanță a construcțiilor" și Modelul 2 de asigurare al calității.

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

• •    Criteriul de verificare a exigențelor esențiale: A1 și A2 - conform HG nr. 925/1995 pentru aprobarea "Regulamentului de verificare și expertizare tehnică de calitate a proiectelor, a execuției lucrărilor și a construcțiilor" și a Legii nr. 10/1995 privind calitatea in construcțiilor.

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118624-B1

  Revizie: 1

  Pag. 97

  
  

• 3.3.2.7    Arhitectură
  
  3.3.2.7.1    Clădire motoare - corp principal
  3.3.2.7.1.1    Din punct de vedere funcțional:

Motoarele se vor amplasa într-o clădire P+1E cu dimensiunile interax L x W x Hint = 32 x 24 x 14 m.

• a)    Parter (H=9m) - motoare termice și anexe

Fiecare modul de motor va fi amplasat la parter într-o travee compartimentată de dimensiuni interax L x W = 8 x 21 m. Aerul de ardere se introduce în compartimentul motor prin intermediul a 3 ventilatoare și este evacuat natural prin canale pe acoperișul clădirii. Fiecare compartiment motor va fi prevăzut cu pod rulant de 2 t.

Clădirea sălii motoarelor va avea un corp comun necompartimentat de dimensiuni interax L x W x H = 32 x 4 x 5 m care va conține sistemul de evacuare a căldurii în circuitul de termoficare: schimbător de căldură cu plăci, pompe circulație apă glicolată, sistem adaos glicol etc. Deasupra acestui corp comun în spațiul de cca. 4 m se vor amplasa unitățile de admisie aer compuse din ventilatoare, filtre, sistem de încălzire cu apă glicolată pe perioada iernii etc.

• b)    Etaj (cota +9,00 m, H=5 m util) - sistem evacuare gaze arse

La etaj, deasupra fiecărui compartiment motor, se va amplasa sistemul de evacuare gaze de ardere aferent acestuia compus din canale de gaze prevăzute cu SCR-uri (2 bucăți), atenuator de zgomot, răcitoare de gaze arse cu by-pass (2 bucăți), ventilator purjare canale, modul analizor gaze (comun), dar și echipamente anexe ca vase de expansiune (2 x 300 litri/ motor). Gazele de ardere se vor evacua în câte un coș de fum soluție autoportantă cu diametrul interior la vârf de 1,4 m și H = 30 m. Acesta va fi prevăzut cu platforme și scări verticale pentru acces la instrumentație.

• 3.3.2.7.1.2    Din punct de vedere constructiv:

Clădirea va fi de tip hală cu Ac = cca 870 m², Ad = cca 1740 m², Volum interior = cca 12180 m³. Infrastructura va fi din beton armat și suprastructură metalică.

• a)    Închideri exterioare:

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

• -    Perimetral, se va realiza un soclu din beton termoizolat la exterior, pe înălțimea de cca. 0,50 m; peste această cotă închiderile se vor realiza din panouri tip sandwich incombustibile cu grosimea izolației de 150 mm, montate vertical pe riglele de fațadă. Finisajul feței metalice a panourilor va fi protejat anticoroziv corespunzător clasei de corozivitate a mediului atmosferic (C3). Panourile vor avea clasa de reacție la foc C0 (A2 s1d0) și rezistența la foc minim EI = 60 minute, durabilitatea de minim 10 ani.

• -    Învelitoarea se va realiza în două ape, din panouri de acoperiș cu grosimea izolației de 150 mm, cu aceleași caracteristici ca și cele de fațadă. Panourile de acoperiș se vor monta peste panele metalice, cu cuta mare la exterior. Străpungerile prin panourile de învelitoare

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118624-B1

  Revizie: 1

  Pag. 98

  
  

se vor etanșa cu membrana hidroizolantă lichidă tip Sika sau/si șorțuri din tablă zincată minim 0,5 mm grosime.

• -    Accesul pe acoperiș pentru mentenanța anuală periodică a sistemelor pluviale, a evacuărilor de gaze și a panourilor fotovoltaice (daca se vor monta) se va realiza prin scara prevăzută în corpul auxiliar. Pentru siguranța circulației pe acoperiș se va monta un sistem anticădere format din puncte de ancorare și cablu din inox.

• b)    Tinichigerie:

• - Preluarea apei pluviale se va realiza prin jgheaburi din tablă zincată cu diametru de 15 cm, 0,5 mm grosime și guri de scurgere prevăzute cu parafrunzare conectate la burlane exterioare din tablă zincată de 0,5 mm grosime, cu diametrul de 12,5 cm. Pentru a evita formarea gheții pe trotuare, burlanele vor fi conectate la rețeaua subterană de canalizare nou prevăzută.

• c)    Tâmplărie:

• - Accesul în hală se va realiza direct din exterior prin uși rulou din profile de aluminiu, termoizolate. Fiecare unitate va avea ușă proprie, amplasată în axul generatorului. Deasupra ușilor vor fi amplasate ferestre cu goluri fixe și mobile, cu tâmplărie din Al și geam termoizolant. Golurile de ventilație din pereții exteriori vor fi prevăzute cu rame și grile din aluminiu, cu plasă la interior.

• d)    Finisaje interioare:

• - Pardoselile se vor realiza din beton de pantă, cu întăritor de betoane pe bază de corindon pentru a obține un finisaj antiderapant, rezistent la uleiuri și trafic greu. Canalele tehnologice vor fi acoperite cu tablă striată sau dale de beton. La racordul între suprafețele verticale și pardoseală se vor realiza scafe. Soclul din beton se va tencui și vopsi cu vopsitorie epoxidică.

• e)    Finisaje exterioare:

• -    La soclu se va realiza termosistem cu izolație din polistiren extrudat, plasă din fibră de sticlă și tencuială de exterior. Între soclu și trotuar se va prevedea cordon hidroizolant. Trotuarul se va realiza din dale prefabricate prevăzute cu borduri, cu lățimea de minim 80cm și pantă spre drum de cca 3%.

• -    La ușile de acces se vor executa rampe din beton cu finisaj antiderapant, rezistent la trafic greu, racordate la drumurile de acces. Panta rampelor va fi de maxim 10%.

• -    La racordul între trotuar și platforme betonate exterioare adiacente se vor amplasa rigole carosabile.

• 3.3.2.7.2    Clădire motoare - corp auxiliar

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

  • 3.3.2.7.2.1    Din punct de vedere funcțional:

Construcție P + 1E, dimensiuni interax L x W x H = 25 x 8 x 9 m, separată de corpul principal printr-un rost de cca 10 cm. Acesta va conține:

• a)    Parter (H = 5 m)

• -    Camera pompe termoficare, prevăzută cu grindă mobilă de 2 t;

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118624-B1

  Revizie: 1

  Pag. 99

  
  

• -    Camera transformatoare;

• -    Camera distribuție principală 6,3 kV.

• b)    Etaj (H = 3,5 m)

• -    Camera distribuție principală 0,4 kV - prevăzută cu balcon pentru introducere echipamente;

• -    Scară metalică în două rampe, compartimentată;

• -    Cameră de comandă cu grup sanitar.

Între fiecare motor și camera distribuție principală 6,3 kV se va realiza, la cota +0,00, un canal pentru cabluri electrice acoperit cu dale de beton, cu dimensiuni de cca. 800 x 800 mm.

Din casa scării se va asigura accesul pe acoperiș și în clădirea sălii motoarelor etaj x (cota +9,00 m)

• 3.3.2.7.2.2    Din punct de vedere constructiv:

Clădirea va fi de tip hală cu Ac = cca. 240 m², Ad = cca. 480 m², Volum interior = cca. 2040 m³.

Infrastructura va fi din beton armat și suprastructură metalică.

• a)    Închideri exterioare:

• -    Perimetral, se va realiza un soclu din beton termoizolat la exterior, pe înălțimea de cca. 0,50 m; peste această cotă, închiderile se vor realiza din panouri tip sandwich incombustibile cu grosimea izolației de 150 mm, montate vertical pe riglele de fațadă. Finisajul feței metalice a panourilor va fi protejat anticoroziv, corespunzător clasei de corozivitate a mediului atmosferic (C3). Panourile vor avea clasa de reacție la foc C0 (A2 s1d0) și rezistența la foc minim EI = 60 minute, durabilitatea de minim 10 ani.

• -    Învelitoarea se va realiza în două ape, din panouri de acoperiș cu grosimea izolației de 150 mm, cu aceleași caracteristici ca și cele de fațadă. Panourile de acoperiș se vor monta peste panele metalice, cu cuta mare la exterior. Străpungerile prin panourile de învelitoare se vor etanșa cu membrana hidroizolantă lichidă tip Sika sau/si șorțuri din tablă zincată minim 0,5 mm grosime.

• -    Accesul pe acoperiș pentru mentenanța anuală periodică a sistemelor pluviale, a evacuărilor de gaze și a panourilor fotovoltaice (daca se vor monta) se va realiza prin scara prevăzută în corpul auxiliar. Pentru siguranța circulației pe acoperiș se va monta un sistem anticădere format din puncte de ancorare și cablu din inox.

• b)    Tinichigerie:

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

• - Preluarea apei pluviale se va realiza prin jgheaburi din tabla zincată cu diametru 15 cm, 0,5 mm grosime și guri de scurgere prevăzute cu parafrunzare conectate la burlane exterioare din tablă zincată 0,5 mm grosime, cu diametrul de 12,5 cm. Pentru a evita formarea gheții pe trotuare burlanele vor fi conectate la rețeaua subterană de canalizare nou prevăzută.

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118624-B1

  Revizie: 1

  Pag. 100

  
  

• c)    Tâmplărie:

• -    Accesul în zonele tehnologice se va realiza direct din exterior prin uși în două canaturi din profile de aluminiu, termoizolate și supralumină la partea superioară. Golurile de ventilație din peretii exteriori vor fi prevăzute cu rame și grile din aluminiu, cu plasă la interior.

• -    Accesul la casa scării se va realiza prin ușă exterioara în două canaturi din aluminiu, termoizolată, cu supralumină.

• -    Ușile interioare vor fi din profile de aluminiu și metalice rezistente la foc (la încăperile tehnologice), în unul și două canaturi.

• -    Camera de comandă, casa scării și grupul sanitar vor fi prevăzute cu ferestre din aluminiu și geam termoizolant, cu ochiuri fixe și mobile.

• d)    Finisaje interioare:

• -    Pardoselile se vor realiza din beton de pantă cu întăritor de betoane be bază de corindon pentru a obține un finisaj antiderapant, rezistent la uleiuri și trafic greu (la camera pompe termoficare). Canalele tehnologice vor fi acoperite cu dale din beton. La racordul între suprafețele verticale și pardoseală se vor realiza scafe.

• -    In celelalte încăperi pardoselile se vor realiza din gresie porțelanată antiderapantă, pe șapă din mortar de ciment de cca 5 cm grosime (cu adaos impermeabilizant la grupul sanitar).

• -    Soclul din beton se va tencui și vopsi cu vopsitorie epoxidică.

• -    Plafon suspendat casetat din fibre minerale la camera de comandă, casa scării și grup sanitar.

• e)    Compartimentări:

• -    Pereții interiori se vor realiza din gipscarton cu structură proprie, izolație din vată minerală cca 50 mm grosime și dublu/triplu placați cu plăci rezistente la foc (la camerele tehnologice) respectiv dublu placați cu plăci rezistente la apă (la grup sanitar). Pereții se vor finisa cu vopsitorii acrilice în 3 straturi.

• -    Pe șirul C, între corpul principal și cel auxiliar, se va realiza un perete fonoizolant care va avea spre încăperea motorului o suprafață perforată și un miez fonoabsorbant (vată minerală).

• f)    Finisaje exterioare:

• -    La soclu se va realiza termosistem cu izolație din polistiren extrudat, plasă din fibră de sticlă și tencuială de exterior. Între soclu și trotuar se va prevedea cordon hidroizolant. Trotuarul se va realiza din dale prefabricate prevăzute cu cu borduri, cu lățimea de minim 80 cm și pantă spre drum de cca 3%.

• -    La ușile de acces se vor executa rampe din beton cu finisaj antiderapant rezistent la trafic greu, racordate la drumurile de acces. Panta rampelor va fi de maxim 10%.

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

• -    Rostul în pardoseală va fi etanșat cu vată minerală și acoperit cu profil din inox și rosturile în panourile de închidere se vor etanșa cu vată minerală și profile de compensare din tablă zincată vopsită anticoroziv la culoarea panourilor, atât la interior cât și la exterior.

Conform HGR 925/1995 și Legii nr. 10/1995 criteriile de verificare a exigențelor esențiale pentru lucrările de arhitectură sunt B1, Cc, D, E, F.

• 3.3.2.8    Instalații aferente construcțiilor
  
  3.3.2.8.1    Instalații de încălzire, ventilare, climatizare și avarie

Clădirile vor fi echipate, după caz, cu instalații de încălzire, ventilare, climatizare și avarie, după cum urmează:

• 3.3.2.8.1.1    Clădire motoare termice. Compartiment motoare
  
  A.    Instalații de încălzire

În perioada rece a anului, pentru asigurarea temperaturii interioare de +5°C, se va prevedea o instalație de încălzire cu aeroterme cu aer 100% recirculat, alimentate cu agent termic, apă caldă 90/70°C.

Pornire/oprirea aerotermelor se va realiza prin intermediul senzorilor de temperatură aferenți fiecărei aeroterme în parte sau manual de la buton.

• B.    Instalații de ventilare

Echipamentele tehnologice vor prelua debitul de aer din interiorul compartimentului prin intermediul unui ventilator prevăzut cu filtru de aer și baterie de încălzire și vor evacua aerul cald în exterior prin intermediul unei conducte de ventilare, furnitură proprie echipament.

• 3.3.2.8.1.2    Clădire motoare termice. Sistem evacuare gaze arse
  
  A.    Instalații de încălzire

În perioada rece a anului, pentru asigurarea temperaturii interioare de +5°C, se va prevedea o instalație de încălzire cu aeroterme cu aer 100% recirculat, alimentate cu agent termic, apă caldă 90/70°C.

Pornire/oprirea aerotermelor se va realiza prin intermediul senzorilor de temperatură aferenți fiecărei aeroterme în parte sau manual de la buton.

• B.    Instalații de ventilare

Se va prevedea un sistem de ventilare pentru evacuarea degajărilor de căldură provenite de la echipamentele tehnologice.

Pornire/oprirea sistemului de ventilare se va realiza prin intermediul senzorilor de temperatură.

• 3.3.2.8.1.3    Clădire motoare termice. Zonă pompe și schimbătoare de căldură
  
  A.    Instalații de încălzire

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

În perioada rece a anului, pentru asigurarea temperaturii interioare de +5°C, se va prevedea o instalație de încălzire cu aeroterme cu aer 100% recirculat, alimentate cu agent termic, apă caldă 90/70°C.

Pornire/oprirea aerotermelor se va realiza prin intermediul senzorilor de temperatură aferenți fiecărei aeroterme în parte sau manual de la buton.

• B.    Instalații de ventilare

Se va prevedea un sistem de ventilare pentru evacuarea degajărilor de căldură provenite de la echipamentele tehnologice.

Pornire/oprirea sistemului de ventilare se va realiza prin intermediul senzorilor de temperatură.

• 3.3.2.8.1.4    Clădire auxiliară - Sală pompe termoficare
  
  A.    Instalații de încălzire

În perioada rece a anului, pentru asigurarea temperaturii interioare de +5°C, se va prevedea o instalație de încălzire cu aeroterme cu aer 100% recirculat, alimentate cu agent termic, apă caldă 90/70°C.

Pornire/oprirea aerotermelor se va realiza prin intermediul senzorilor de temperatură aferenți fiecărei aeroterme în parte sau manual de la buton.

• B.    Instalații de ventilare

Se va prevedea un sistem de ventilare pentru evacuarea degajărilor de căldură provenite de la echipamentele tehnologice.

Pornire/oprirea sistemului de ventilare se va realiza prin intermediul senzorilor de temperatură.

• 3.3.2.8.1.5    Clădire auxiliară - Stație electrică servicii proprii inclusiv cameră de comandă
  
  A.    Instalații de încălzire

În perioada rece a anului, pentru asigurarea temperaturii interioare conform cerințelor tehnologice se va prevedea o instalație de încălzire cu convectoare și aeroterme electrice.

• B.    Instalații de climatizare

Pentru a menține o temperatură interioară optimă de lucru pentru echipamentele tehnologice și de confort pentru personalul de exploatare se vor prevedea instalații de climatizare în detentă directă, cu funcționare în regim de pompă de căldură.

Parametrii realizați în încăperi vor fi controlați și reglați prin sistem propriu automat, furnitură completă a sistemului.

• C.    Instalații de avarie

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

Pentru evacuarea fumului, în cazul unui eventual incendiu în spațiul deservit, s-a prevăzut o instalație de ventilare de avarie conform PE101/85, făcând astfel posibil accesul personalului de intervenție în încăperea afectată, după stingerea incendiului.

Instalația de ventilare de avarie va fi rezistentă la foc 400°C.

• D.    Instalații de ventilare

Se va prevedea un sistem de ventilare pentru evacuarea degajărilor de căldură provenite de la echipamentele tehnologice.

Pornire/oprirea sistemului de ventilare se va realiza prin intermediul senzorilor de temperatură.

Ventilarea grupului sanitar și a vestiarului se va realiza mecanic cu ajutorul unui ventilator exhaustor in-line racordat la tubulaturi din tablă galvanizată, neizolată termic, montate în plafonul fals.

Funcționarea ventilatorului de evacuare va fi simultană cu funcționarea iluminatulului în încăperile deservite.

Compensarea aerului evacuat se va face natural prin intermediul grilelor de transfer rectangulare, montate în ușile de acces către încăperile alăturate.

• 3.3.2.8.2    Instalații sanitare și de stins incendiu

Se vor prevedea:

• -    instalații interioare de alimentare cu apă potabilă (rece) și apă caldă de consum menajeră a obiectelor sanitare;

• -    instalații de canalizare menajeră;

• -    instalații de evacuare a apelor uzate convențional curate ajunse accidental pe pardoseală (neetanșeități, etc.);

• -    instalații de stins incendiu cu hidranți interiori.

• 3 .3.2.8.2.1 Clădire motoare - corp principal
  
  A. Evacuarea apelor de pe pardoseală

Evacuarea apelor de pe pardoseală, ajunse accidental, din neetanșeitățile conductelor tehnologice sau din utilizarea hidranților în timpul incendiului, se va face prin curgere liberă (gravitațional), prin intermediul gurilor de scurgere și a colectoarelor, la rețeaua de canalizare corespunzătoare, din incintă.

• A. Instalații de stins incendiu cu hidranți interiori

Se vor prevedea instalații de stins incendiu cu hidranți interiori, amplasați astfel încât fiecare punct al clădirii să fie protejat de unul sau după caz două jeturi de hidranți.

In zonele cu echipamente aferente gospodariei de ulei, se vor prevedea hidranți interiori, echipați cu kit spuma.

Instalația se va alimenta din reteaua exterioara de stins incendiu, din incintă.

• 3 .3.2.8.2.2 Clădire motoare - corp auxiliar

• a)    Sală pompe termoficare

• A.    Evacuarea apelor de pe pardoseală

Evacuarea apelor de pe pardoseală, ajunse accidental, din neetanșeitățile conductelor tehnologice sau din utilizarea hidranților în timpul incendiului, se va face prin curgere liberă (gravitațional), prin intermediul gurilor de scurgere și a colectoarelor, la rețeaua de canalizare corespunzătoare, din incintă.

• B.    Instalații de stins incendiu cu hidranți interiori

Se vor prevedea instalații de stins incendiu cu hidranți interiori, amplasati astfel încât fiecare punct al clădirii să fie protejat de un jet.

Instalația se va alimenta din reteaua exterioara de stins incendiu, din incintă.

• b)    Stație electrică servicii proprii inclusiv cameră de comandă
  
  A.    Instalații de alimentare cu apă potabilă (rece) și apă caldă menajeră

Instalația de alimentare cu apă potabilă (rece) asigură debitele și presiunile de utilizare, necesare armăturile obiectelor sanitare din grupul sanitar.

Alimentarea instalației de apă rece se va face din rețeaua exterioară de apă potabilă, din incintă. Branșamentul este prevăzut în proiectul părții de rețele exterioare.

Prepararea apei calde de consum menajer, se va face local într-un boiler electric.

• B.    Evacuare ape uzate

Apele uzate menajere provenite de la obiectele sanitare vor fi evacuate prin curgere liberă (gravitațional) la rețeaua de canalizare corespunzătoare.

*      *

*

Pentru obiectele aferente centralei de cogenerare hibridă, și anume :

• -    clădire motoare - corp principal,

• -    clădire motoare - corp auxiliar,

• -    platforma exterioara - zona rezervoarelor de ulei,

• -    stația electrică 110 kV interioara existenta si transformatoare,

• -    incintă

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

s-au prevăzut, în caz de incendiu, dotări PSI de primă intervenție. Dotările PSI de primă intervenție au rolul de a localiza și stinge un eventual incendiu. Numărul și tipul stingătoarelor precum și agentul de stingere utilizat s-au determinat funcție de natura și cantitățile materialului combustibil existent.

• 3.3.2.8.3 Instalații electrice aferente construcțiilor

Se vor prevedea:

• -    instalații de iluminat interior (iluminat normal și de siguranță);

• -    instalații de iluminat exterior și perimetral;

• -    instalație de iluminat de balizaj de noapte;

• -    instalații de prize;

• -    instalații de alimentare cu energie electrică a consumatorilor de forță;

• -    instalația de paratrăsnet și legare la pământ.

• 3.3.2.8.3.1    Instalația de iluminat interior (iluminat normal și de siguranță);

Instalația de iluminat interior (iluminat normal) va trebui să asigure un nivel de iluminare și o uniformitate optime, în funcție de tipul activității ce se desfășoară în fiecare spațiu și se va realiza cu corpuri de iluminat echipate cu surse LED, conform categoriei de mediu în care se vor monta.

Instalația de iluminat de siguranță se va realiza pentru:

• -    continuarea lucrului;

• -    securitate de intervenție;

• -    securitate de evacuare și marcarea hidranților interiori.

Iluminatul de siguranță pentru continuarea lucrului se va realiza cu corpuri de iluminat echipate cu surse LED, alimentate în curent alternativ (DIESEL), respectiv în curent continuu.

Iluminatul de securitate pentru intervenție se va realiza cu corpuri de iluminat echipate cu surse LED, alimentate în curent alternativ (DIESEL).

Iluminatul de securitate pentru evacuare și pentru marcarea hidranților interiori se va realiza cu corpuri de iluminat echipate cu surse LED și cu baterii locale, tip indicator luminos, având o autonomie de funcționare de min.1h.

• 3.3.2.8.3.2    Instalația de iluminat exterior și perimetral

Instalația de iluminat exterior și perimetral se va realiza utilizând corpuri de iluminat în construcție etanșă, echipate cu surse LED, montate pe pereții exteriori ai clădirilor, respectiv pe stâlpi din țeavă.

Acționarea iluminatului exterior se va realiza local, de la cheia de comandă montată pe partea frontală a tabloului electric de distribuție cât și automat, în funcție de indicațiile furnizate de senzorul crepuscular.

• 3.32.8.3.3    Instalația de iluminat de balizaj de noapte pentru coș fum

Instalația de iluminat de balizaj de noapte pentru coș fum se va realiza cu corpuri de iluminat în construcție etanșă, echipate cu surse LED și senzor crepuscular încorporat.

• 3.3.2.8.3.4    Instalația de prize

Instalația de prize - pentru racordarea diverselor utilități se vor prevedea circuite de prize alimentate la tensiunile de 400Vc.a și 230Vc.a.

• 3.3.2.8.3.5    Instalația de forță

Instalația de forță va asigura alimentarea cu energie electrică a consumatorilor aferenți instalațiilor sanitare și de stins incendiu, a instalațiilor de HVAC, etc.

Toate aparatele electrice (corpuri de iluminat, prize, aparate de comutație, tablouri, etc.) se vor prevedea cu grad de protecție corespunzător categoriei de mediu în care se vor monta.

Circuitele instalațiilor electrice de iluminat, prize și forță se vor executa cu cablu de energie din cupru 1 kV, cu întârziere mărită la propagarea flăcării, montate pe rastele de cabluri sau aparent pe elementele de construcție. Excepție fac circuitele electrice care au rol de combaterea incendiilor și circuitele sistemului de evacuare fum care se vor executa cu cablu de energie din cupru 1 kV, rezistent la foc FE180/E90, iar sistemul de pozare pentru aceste cabluri trebuie să-și păstreze caracteristicile de protecție mecanică și electrice la foc corespunzătoare cablurilor.

Circuitele instalației de iluminat exterior se vor realiza cu cablu de energie din cupru 1kV, armat, cu întârziere la propagarea flăcării pozat în pământ.

În zonele cu pericol de deteriorări mecanice și la subtraversări, circuitele instalațiilor electrice se vor proteja în tub de protecție.

Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor electrici se va realiza din tablouri electrice nou prevăzute, aferente fiecărui obiect. Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor care au rol de combaterea incendiilor și a consumatorilor de evacuare fum și gaze fierbinți se va realiza din tablouri dublu alimentate.

Alimentarea cu energie electrică a acestor tablouri face obiectul proiectului părții electrice tehnologice.

• 3.3.2.8.3.6    Instalația de protecție împotriva loviturilor de trăsnet și legare la pământ

Conform prevederilor capitolului 6 „ Instalații de protecție împotriva trăsnetului” din Normativului I7/2011, se va proiecta o instalație de protecție împotriva trăsnetului, precum și legarea la priza de pământ, prevăzută de partea electrică tehnologică.

• 3.3.2.9    Lucrări de amenajare teren, drumuri interioare

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

Prin lucrările de sistematizare verticală a platformei se vor asigura pantele de scurgere ale apelor pluviale căzute pe amplasament, ape ce vor fi conduse către gurile de captare ale canalizarii pluviale. Drumul din incinta obiectivului are in general profilul transversal tip stradă si au alături de funcțiunea de asigurare a circulației utilajelor și funcțiunea de colectare a apelor pluviale și conducere către gurile de scurgere ale canalizării.

Se vor executa lucrările de amenajare ținând seamă de configurația terenului natural precum și de volumele de terasamente, astfel încât valorile acestora sa fie minime, iar pământul de umplutură sa fie folosit cel provenit din excavațiile de pe amplasament.

• 3.3.2.10    Racordarea la SEN

În ceea ce privește racordarea la SEN, se menționează următoarele aspecte:

• -    valoarea de tarif de racordare a noilor surse este zero, având în vedere soluția de racordare în instalațiile utilizatorului;

• -    conform ATR valabil, puterea maximă care va putea fi evacuată în SEN este de maxim 59,4 MW (grupurile pe cogenerare în ciclu combinat 3 și 4, deja instalate, nefuncționând simultan cu generatorul 1 - în prezent indisponibil conform caietului de sarcini). Puterea instalată, conform ATR valabil, este de 87,1 MW, respectiv maxim produsă de 71,7 MW;

• -    la racordarea noilor grupuri emiterea ATR se va putea face în următoarele condiții, la alegerea beneficiarului:

• c)    menținerea puterii instalate din ATR existent (inclusiv grupul 1- în prezent indisponibil conform caietului de sarcini) și adăugarea noilor grupuri de cca. 30 MW. În acest caz, daca se consideră că noile grupuri vor avea aceleași condiții de nefuncționare simultană cu grupul 1, nu va fi necesară la emiterea ATR analiza impactului asupra SEN și, implicit, noile surse nu vor participa la întăririle de rețea din zona Delgaz Grid prin intermediul tarifului de întărire. În aceste condiții se va menține puterea maximă evacuată în SEN de 59,4 MW.

• d)    renunțarea în noul ATR la puterea instalată aferentă grupului 1 și adăugarea noilor grupuri de cca. 30 MW. În acest caz se consideră că noile grupuri nu vor avea restricții de funcționare simultană cu celelalte grupuri. În aceste condiții, puterea maximă evacuată în SEN va fi de maxim de 55,3 MW < 59,4 MW. Astfel, nu va fi necesară la emiterea ATR analiza impactului asupra SEN și, implicit, noile surse nu vor participa la întăririle de rețea din zona Delgaz Grid prin intermediul tarifului de întărire.

În cazul în care beneficiarul nu optează pentru una din cele două situații menționate anterior și racordarea noilor grupuri va conduce la creșterea puterii evacuate în SEN, va fi necesară, în cadrul studiului de soluție, analiza impactului noilor surse de putere asupra SEN și, implicit, participarea beneficiarului la întăririle de rețea din zonă prin intermediul tarifului de întărire, cu costuri suplimentare semnificative.

• 3.4    Plan general
  
  3.4.1    Lucrările de amenajare teren

Prin lucrările de sistematizare verticală a platformei se vor asigura pantele de scurgere ale apelor pluviale căzute pe amplasament, ape ce vor fi conduse către gurile de captare ale canalizarii pluviale. Drumul din incinta obiectivului are in general profilul transversal tip stradă si au alături de funcțiunea de asigurare a circulației utilajelor și funcțiunea de colectare a apelor pluviale și conducere către gurile de scurgere ale canalizării.

Se vor executa lucrările de amenajare ținând seamă de configuratia terenului natural precum și de volumele de terasamente, astfel încât valorile acestora sa fie minime, iar pământul de umplutură sa fie folosit cel provenit din excavațiile de pe amplasament.

• 3.4.2    Drumuri de acces și platforme carosabile

In cadrul noii centralei de cogenerare se vor realiza drumuri și platforme carosabile pentru accesul rutier și pietonal la toate clădirile și instalațiile. Acestea vor servi atât necesităților tehnologice cât și pentru intervenția autospecialelor în caz de incendiu.

Astfel, drumul de acces din zona noii centralei va fi o continuare a drumului existent, care ajunge pana la poarta de acces secundara a CET Bacau din str. Chimiei.

Acest drum de acces nou, va face legătura în partea de Nord cu drumul interior existent de lângă cladirea CCGT și va avea lățimea de 6,00 m, dimensiune care va facilita accesul vehiculelor pentru transport agabaritic și a autospecialelor pentru stins incendiu.

Din acest drum de acces se fac legături, sub forma de platforme carosabile, pe trei laturi ale noii cladiri motoare termice (MT).

Astfel clădirea MT va avea un drum de acces pe întregul contur, pentru asigurarea mentenanței și intervenției în caz de incendiu.

Lucrările de execuție a drumului de acces se vor realiza pe o suprafață de teren de circa 1580 m², suprafață ce va fi eliberată de vegetație și amenajată, corelat cu pantele terenului natural și adaptată la noile cerințe.

Platformele carosabile amenajate se vor realiza ca un plan orizontal pe direcția nord-sud și cu două pante convergente, pante orientate către zona centrală a platformelor pentru colectarea apelor în canalizarea pluvială. Valorile pantelor vor fi de 1,0% - 2,0%.

• 3.4.3    Lucrări de drumuri interioare

Drumul nou proiectat va avea un profil transversal tip drum de întreținere și mentenanță, acesta fiind prevăzut cu cămine pentru colectarea apelor pluviale și vor avea și funcțiunea de colectare și conducere a apelor la rețeaua de canalizare a CET Bacău.

Drumul de acces va avea lățimea părții carosabile de 6,00 m până la intrarea în zona clădirii MT pentru asigurarea condițiilor de virare.

Razele de racordare ale tronsoanelor de aliniament vor fi de 14,00 m in ax.

Sistemul rutier adoptat pentru drumurile interioare si platforme este constituit din:

• -    Îmbrăcăminte din beton de ciment BcR 4,0 executată într-un singur strat, de 20 cm grosime;

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118624-B1

  Revizie: 1

  Pag. 109

  
  

• -    Hârtie craft;

• -    2 cm strat de nisip pilonat;

• -    Fundație din piatra sparta sort 40-63 mm, cu grosimea de 25 cm după compactare;

• -    Substrat din balast amestec optimal, grosime de 25 cm după compactare,

• -    Patul drumului nivelat și compactat 98%, verificat prin proba Proctor.

• 3.5    Costurile estimative ale investiției
  
  3.5.1    Costurile estimate pentru realizarea obiectivului de investiții

Prezentul subcapitol prezintă valoarea totală de investiție aferentă obiectivului de investiție “Centrală de cogenerare hibridă în Municipiul Bacău ”, la faza studiu de fezabilitate, stabilită în conformitate cu prevederile Hotărârii Guvernului României nr. 907/2016 privind etapele de elaborare și conținutul-cadru al documentațiilor tehnico-economice aferente obiectivelor /proiectelor de investiții finanțate din fonduri publice.

Estimarea valorii lucrărilor de investiție s-a făcut pentru soluțiile tehnico-economice analizate în lucrare.

Valoarea totală de investiție (din care construcții - montaj), pentru cele două soluții tehnice analizate, exprimată în prețuri valabile la 31.10.2022 (1 EURO = 4,9141 lei) este prezentată în tabelul următor:

Tabel 3-1 Estimarea valorii lucrărilor de investiție în soluțiile tehnico-economice analizate - lei

Specificație	Valoare (fără TVA) [lei]	TVA [lei]	Valoare (cu TVA) [lei]
Soluția 1
Total investiție, din care:	178.313.750,00	33.615.748,67	211.929.498,67
- C+M	67.362.750,00	12.798.922,50	80.161.672,50
Soluția 2
Total investiție, din care:	188.691.520,00	35.577.859,48	224.269.379,48
- C+M	71.579.355,00	13.600.077,45	85.179.432,45

Notă: Devizele generale și devizele pe obiect, pentru fiecare soluție, sunt prezentate în Anexa H (Anexa H1 pentru soluția 1, respectiv Anexa H2 pentru soluția 2).

• 3.5.2    Costurile estimative de operare pe durata normată de viață/de amortizare a investiției publice

Cheltuielile anuale estimate în cadrul analizei pentru fiecare soluție în parte, sunt structurate după cum urmează:

• - Cheltuieli materiale, care cuprind:

• •    Cheltuieli materiale variabile, constituite din:

^ Cheltuieli cu combustibilul;

^ Cheltuieli cu achiziția certificatelor de emisii de CO2;

^ Alte cheltuieli variabile.

• •    Cheltuieli materiale fixe, constituite din:

• ^    Amortizarea investiției noi;

• ^    Cheltuieli cu reparațiile și mentenanța;

• ^    Alte cheltuieli fixe.

• - Cheltuieli cu personalul

Evoluția cheltuielilor anuale (exclusiv amortizarea investiției noi) este prezantată detaliat pentru fiecare soluție în parte, în Anexa I.

• 3.6    Studii de specialitate

Datele geotehnice ale terenului pe care se propune a se instala noua centrală de cogenerare au fost considerate în conformitate "Studiul geotehnic pentru noua centrală de cogenerare hibridă în municipiul Bacău, faza studiu fezabilitate" în care sunt prezentate condițiile geotehnice ale amplasamentului în care se va realiza construcția noii centrale, pe platforma din CET Bacău, localiyată pe strada Chimiei nr. 6 din municipiul Bacău.

• 3.7    Grafice orientative de realizare a investiției

Eșalonarea fizică a lucrărilor necesare realizării investiției, în cele două soluții tehnice se prezintă mai jos.

Soluția 1

Nr. crt	DENUMIRE ACTIVITATE		Faza preinvestițională	ANULI				ANUL II
				I	II	III	IV	I	II	III	IV
1.	Elaborare, aprobare SF inclusiv studii de specialitate, documentații a vize/a conturi, elaborare cerere de finanțare
* 2.	Evaluare și aprobare proiect, semnare contract de finanțare
* 3.	Elaborare caiete de sarcini pentru licitații (consultanță, supervizare, proiectare și execuție)
4.	Licitații,adjudecare și semnare contracte
' 5.	Proiectare
* 5.1	PT si revizuire documentatii avize (PAC,POE,PT+CS)
5.2	Obținere de avize și acorduri					—
5.3	D.E.
5.4	As-built										—
5.	Organizare de șantier
6.	Livrare echipa mente .materia le,lucrări de execuție C+M
7.	Recepția la terminarea lucrărilor										—
9	Lucrări de P.I.F, intrare in operare comerciala										—
11	Durata totală a lucrărilor, din care :			24 luni
	durata de execute			15 luni
12	Eșalonarea investiției lei (fără TVA și cost credit)
	Total Investiție, din care :	178,313,750.00		53,104,531.00				125,209,219.00
	C+M	67,362,750.00		11,351,823.00				56,010,927.00

Figura 3-7 Graficul de realizare a investiției în soluția 1

Soluția 2

Nr. crt	DENUMIRE ACTIVITATE		Faza preinvestițională	ANULI				ANUL II
				I	II	III	IV	I	II	III	IV
1.	Elaborare, aprobare SF inclusiv studii de specialitate, documentații          , a vize/a conturi, elaborare cerere de finanțare
* 2.	Evaluare și aprobare proiect, semnare contract de finanțare
* 3.	Elaborare caiete de sarcini pentru licitații (consultanță, supervizare, proiectare și execuție)
4.	Licitații,adjudecare și semnare contracte
' 5.	Proiectare
* 5.1	PT si revizuire documentatii avize (PAC.POE.PT+CS)
r 5.2	Obținere de avize și acorduri					—
* 5.3	D.E
F 5.4	As-built										—
r 5.	Organizare de șantier
F 6.	Livrare echipa mente,materia le,lucrări de execuție C+M
r 7.	Recepția la terminarea lucrărilor										—
9	Lucrări de P.I.F, intrare in operare comerciala										—
11	Durata totală a lucrărilor, din care :			24 luni
	durata de execute			15 luni
12	Eșalonarea investiției lei (fără TVA și cost credit)
	Total Investiție, din care :	188,691,520.00		56,883,585.00				131,807,935.00
	C+M	71,579,355.00		12,757,938.00				58,821,417.00

Figura 3-8 Graficul de realizare a investiției în soluția 2

• 4 ANALIZA VARIANTELOR TEHNICO-ECONOMICE PROPUSE

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

În contextul actual al pieței de energie termică și electrică, decarbonarea sistemului de încălzire, respectiv reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră la nivelul municipiului Bacău și îmbunătățirea calității aerului, reprezintă un deziderat major al politicii de dezvoltare a societății Thermoenergy Group SA..

Prin realizarea noii instalații de cogenerare de înaltă eficiență în CET Bacău se va produce în cogenerare energie termică furnizată consumatorilor arondați SACET înlocuind parțial energia termică produsă separat în cazanul de apă fierbine existent și energie electrică tranzacționată pe piețele de energie electrică din România.

Ca urmare a realizării acestei investiții, se preconizează a fi îndeplinite următoarele obiective:

• -    dezvoltarea unor capacități de cogenerare, flexibile și de înaltă eficiență, pe gaze naturale, care să asigure continuitatea, calitatea și siguranța alimentării cu energie termică în sistemul centralizat de termoficare din Bacău, pe perioada de iarnă, prin înlocuirea producerii separate a energiei termice în CAF existent cu funcționare cu randament inferior;

• -    susținerea obiectivelor naționale de decarbonizare, prin scăderea consumului de gaze natural și înlocuirea cărbunelui din mixul energetic;

• -    posibilitatea utilizării gazelor naturale în amestec cu hidrogenul în grupurile de cogenerare;

• -    creșterea eficienței în alimentarea cu energie termică a populației;

• -    reducerea cantități de emisii și încadrarea în normele de protecția mediului în vigoare.

În acest sens au fost analizate două soluții tehnice echipate cu motoare termice, prin care aceste obiective pot fi atinse, asigurând totodată necesarul de energie termică și producția de energie electrică.

Tabel 4-1: Soluții de echipare a noii centrale de cogenerare

Soluția	Mod de echipare sursă	Total capacități instalate
Soluția 1	3 x MT ( 3 x 9,38 MWe + 3 x 7,81 MWth)	28,14 MWe + 23,44 MWth (20,14 Gcal/h)
Soluția 2	4 x MT ( 4 x 7,52 MWe + 4 x 6,37 MWth)	30,06 MWe + 25,46 MWth (21,89 Gcal/h)

• 4.2    Analiza vulnerabilităților cauzate de factori de risc, antropici și naturali ce pot afecta investiția

Factorii de risc, antropici și naturali, inclusiv schimbările climatice, relevante pentru zona analizată nu afectează prezenta investiție. Analiza vulnerabilităților cauzate de factorii de risc este prezentată în secțiunile următoare.

• 4.2.1    Riscuri naturale

Principalele riscuri naturale, reprezentate de cutremure, inundații și alunecări de teren, caracteristice zonei analizate, sunt următoarele:

• 4.2.1.1    Cutremure

În conformitate cu Normativul P 100-1 / 2013 (Cod de proiectare seismică), Partea 1 -Prevederi de proiectare pentru clădiri, din punct de vedere seismic amplasamentul se caracterizează, pentru evenimente seismice având intervalul mediu de recurență (al magnitudinii) IMR = 225 ani, astfel:

• -    accelerația terenului pentru proiectare ag = 0,35 g;

• -    perioada de control ( colț) Tc = 0,7 sec.

• 4.2.1.2    Inundații

Conform Legii nr. 575/2001 privind aprobarea Planului de amenajare a teritoriului național -Secțiunea a V-a Zone de risc natural, Anexa 4, 4a și 5, Municipiul Bacău nu se încadrează în zonele de risc natural la inundații.

În plus, din analiza hărților de risc la inundații publicate la nivel național, amplasamentul CHP Bacău nu se află în zonă cu risc potențial semnificativ la inundații.

• 4.2.1.3    Alunecări de teren

Conform Legii nr. 575/2001 privind aprobarea Planului de amenajare a teritoriului național -Secțiunea a V-a Zone de risc natural, Anexa 6, la nivelul Municipiului Bacău nu există un potențial de producere a alunecărilor de teren.

În zona amplasamentului CCP Bacău potențialul de producere a alunecărilor de teren este foarte scăzut.

• 4.2.2    Riscuri tehnologice
  
  4.2.2.1    Managementul riscurilor de incendiu

Lista actelor normative aplicabile:

• -    Legea nr. 307/2006 privind apărarea împotriva incendiilor;

• -    Ordinul Ministrului Administrației și Internelor nr. 163/2007 pentru aprobarea Normelor generale de apărare împotriva incendiilor;

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

• -    Ordinul Ministerului Administrației și Internelor - OMAI nr.712/23.06.2005 pentru aprobarea Dispozițiilor generale privind instruirea salariaților în domeniul situațiilor de urgență, cu modificările ulterioare;

• -    Ordinul Ministerului Administrației și Internelor - OMAI nr.786/02.09.2005 privind modificarea și completarea OMAI nr.712/2005;

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118624-B1

  Revizie: 1

  Pag. 115

  
  

• -    Ordinul Ministrului de Interne - OMI nr. 108/01.08.2001 pentru aprobarea Dispozițiilor generale privind reducerea riscurilor de incendiu generate de încărcări electrostatice;

• -    Ordinul MAI nr. 3/2011 pentru aprobarea Normelor metodologice de avizare și autorizare privind securitatea la incendiu și protecția civilă;

• -    Ordinul MAI nr. 166/2010 pentru aprobarea Dispozițiilor generale privind apărarea împotriva incendiilor la construcții și instalațiile aferente;

• -    Ordinul MAI nr. 211/2010 pentru aprobarea Dispozițiilor generale de apărare împotriva incendiilor la ateliere și spații de întreținere și reparații;

• -    HGR nr. 1739/2006 pentru aprobarea categoriilor de construcții și amenajări care se supun avizării și/sau autorizării privind securitatea la incendiu;

• -    HGR nr. 537/2007 privind stabilirea și sancționarea contravențiilor la normele de prevenire și stingere a incendiilor;

• -    PE 009/1993 - Norme de prevenire, stingere și dotare împotriva incendiilor pentru producerea, transportul și distribuția energiei electrice și termice;

• -    P 118/1999 - Normativ de siguranță la foc a construcțiilor;

• -    P 118/2-20013 - Normativ pentru securitatea la incendiu a construcțiilor, Partea a II-a -Instalații de stingere

• -    NTE 007/08/00 - Normativ pentru proiectarea șl executarea rețelelor de cabluri electrice

• -    Normativ pentru prevenirea și stingerea incendiului pe durata execuției lucrărilor de construcții și instalații - indicativ C300-1994.

• 4.2.2.2    Managementul riscurilor de accidentare și îmbolnăviri profesionale

Legislație aplicabilă:

• -    Legea nr. 319/2006 a securității și sănătății în muncă;

• -    HG 1425/2006 pentru aprobarea Normelor metodologice de aplicare prevederilor Legii securității și sănătății în muncă nr. 319/2006;

• -    Ordinul Ministrului Muncii și Protecției Sociale (OMMPS) nr. 235/1995 privind aprobarea Normelor specifice de securitate a muncii pentru lucrul la înălțime;

• -    M.L.P.A.T. nr.9/N/1993 privind aprobarea Regulamentului privind protecția și igiena muncii în construcții;

• -    OMMPS nr. 807/2000 privind aprobarea Normelor specifice de protecția muncii pentru lucrări de reparații, consolidări, demolări și translații de clădiri;

• -    HG nr. 300/2006 privind cerințele minime de securitate și sănătate pentru șantierele temporare sau mobile;

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

• -    Pentru lucrările care intră sub incidența HG nr. 300/2006 privind cerințele minime de securitate și sănătate pentru șantierele temporare sau mobile, obligația desemnării coordonatorului/coordonatorilor în materie de securitate și sănătate, în condițiile precizate la art. 6 și 7 din HG nr. 300/2006, revine proiectantului general/antreprenorului general, care trebuie să prezinte beneficiarului Planul de securitate și sănătate, elaborat conform prevederilor HG nr. 300/2006.

• -    HG nr. 1091/2006 privind cerințele minime de securitate și sănătate pentru locul de muncă;

• -    Ordinul Ministrului Muncii, Solidarității Sociale si Familiei (OMMSSF) nr. 242/2007 pentru aprobarea Regulamentului privind formarea specifică de coordonator în materie de

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118624-B1

  Revizie: 1

  Pag. 116

  
  

securitate și sănătate, pe durata elaborării proiectului și/sau a realizării lucrării pentru șantiere temporare ori mobile, cu completările ulterioare;

• -    OHSAS 18001 / ISO 45001: 2018 - Sisteme de management al sănătății și securității ocupaționale;

• -    SR OHSAS 18002:2009 - Sisteme de management al sănătății și securității ocupaționale. Linii directoare pentru implementarea OHSAS 18001:2007;

• -    HG nr. 1146/2006, privind cerințele minime de securitate și sănătate pentru utilizarea în muncă de către lucrători a echipamentelor de muncă;

• -    HG nr. 971/2006, privind cerințele minime pentru semnalizarea de securitate și/sau de sănătate la locul de muncă;

• -    HG nr. 557/2007 privind completarea măsurilor destinate să promoveze îmbunătățirea securității și sănătății la locul de muncă pentru salariații încadrați în baza unui contract individual de muncă pe durată determinată și pentru salariații temporari încadrați la agenți de muncă temporară;

• -    HG nr. 1028/2006 privind cerințele minime de securitate și sănătate în muncă referitoare la utilizarea echipamentelor cu ecran de vizualizare;

• -    HG nr. 1218/2006 privind stabilirea cerințelor minime de securitate și sănătate în muncă pentru asigurarea protecției lucrătorilor împotriva riscurilor legate de prezența agenților chimici.

Planul de prevenire și protecție

Conform prevederilor art. 13 lit. b) din legea 319/2006 angajatorul (firma de montaj) trebuie să întocmească un plan de prevenire și protecție care va fi revizuit ori de câte ori intervin modificări ale condițiilor de muncă, respectiv apariția unor riscuri noi.

În urma evaluării riscurilor pentru fiecare loc de muncă/post de lucru, se stabilesc măsuri de prevenire și protecție, de natură tehnică, organizatorică, igienico-sanitară sau de altă natură, necesare pentru asigurarea securității și sănătății lucrătorilor. În urma analizării măsurilor prevăzute la aliniatul anterior, se stabilesc resursele umane și materiale necesare realizării lor.

Planul de prevenire și protecție se supune analizei lucrătorilor și/sau reprezentanților lor sau comitetului de securitate și sănătate în muncă, după caz, și trebuie să fie semnat de angajator.

În HG 300/02.03.2006, privind cerințele minime de securitate și sănătate pentru șantierele temporare sau mobile, sunt prevăzute următoarele:

• -    Coordonarea în materie de securitate și sănătate trebuie să fie organizată atât în faza de studiu, concepție și elaborare a proiectului, cât și pe perioada executării lucrărilor (art.5);

• -    Planul de securitate și sănătate trebuie să fie redactat încă din faza de elaborare a

• -    proiectului și trebuie ținut la zi pe toată durata efectuării lucrărilor (art.12);

• -    Planul de securitate și sănătate trebuie să fie elaborat de coordonatorul în materie de

• -    securitate și sănătate pe durata elaborării proiectului lucrării (art.13);

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

• -    Coordonatorul în materie de securitate și sănătate pe durata elaborării proiectului lucrării va fi orice persoană fizică sau juridică competentă, desemnată de către beneficiar și/sau de către managerul de proiect pe durata elaborării proiectului, având atributele prevăzute la art.54.

• -    Planul propriu de securitate și sănătate cuprinde ansamblul de măsuri de securitate și

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118624-B1

  Revizie: 1

  Pag. 117

  
  

• -    sănătate specifice fiecărui antreprenor sau subantreprenor (art.24)

• -    Antreprenorul, contractorii și subcontractorii vor întocmi planurile de securitate și sănătate proprii, integrate în planul de securitate și sănătate al lucrării.

• -    Atât la execuția lucrărilor, cât și în activitatea de exploatare și întreținere a instalațiilor proiectate se va urmări respectarea cu strictețe a prevederilor actelor normative care vizează activitatea pe șantier.

• 4.2.2.3    Analiza de riscuri pentru securitatea și sănătatea în muncă și situații de urgență, măsuri de prevenire/diminuare a lor

  • 4.2.2.3.1    Identificarea riscurilor pentru securitatea și sănătatea în muncă

Pe parcursul executării lucrărilor cuprinse în acest proiect următoarele lucrări pot prezenta riscuri pentru securitatea și sănătatea lucrătorilor:

• A.    Lucrări la structuri subterane / supraterane

• -    activitate în mediu cu praf care pot produce vătămări ale pielii, ochilor și căilor respiratorii;

• -    lucrări de excavații atât manuale cât și mecanizate (pentru fundații, pozarea în șanț a racordurilor la utilități);

• -    lucrări de sprijinire a malurilor săpăturilor;

• -    terasamente - gropi fundare chituci și stâlpi estacade;

• -    activitate la înălțime sau în cuve sub nivelul terenului;

• -    lucrări la structuri metalice în elevație;

• -    prepararea și turnarea betonului;

• -    lucrări de dulgherie-cofraje, construcții-montaj;

• -    fasonarea și montarea armăturilor din oțel beton ,

• -    sudura electrică și autogenă;

• -    finisaje - generalități, zidărie, tencuieli, zugrăveli - vopsitorii, pereți ghips - carton , tâmplărie lemn și PVC, geamuri;

• -    montaj echipamente tehnologice;

• -    montaj echipamente AMC;

• -    instalații electrice, sanitare, ventilație;

• -    estacade tehnologice;

• -    transportul materialelor la/în șantier;

• -    manipularea maselor;

• -    alte lucrări complementare celor prezentate mai sus.

• B.    Lucrări de instalații, izolații - termoizolații și estacade

• -    activitate în mediu cu pulberi pneumoconiogene cauzatoare de afecțiuni respiratorii;

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

• -    montare instalații aferente construcțiilor;

• -    lucrări de izolații - termoizolații la estacade;

• -    lucrul în medii chimice - izolații antiacide, protecții speciale;

• -    alte lucrări complementare celor prezentate mai sus.

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118624-B1

  Revizie: 1

  Pag. 118

  
  

• C.    Lucrări la rețelele de apă și canal

• -    activitate în mediu cu praf care pot produce vătămări ale pielii, ochilor și căilor respiratorii;

• -    lucrări de excavații atât manuale cât și mecanizate (pentru pozarea în șanț a rețelelor de canalizare și alimentare cu apă);

• -    lucrări de sprijinire a malurilor săpăturilor;

• -    terasamente;

• -    montare și demontare elemente prefabricate;

• -    prepararea și turnarea betonului;

• -    lucrări de dulgherie-cofraje, construcții-montaj;

• -    fasonarea și montarea armăturilor din oțel beton;

• -    sudura electrică și autogenă;

• -    transportul materialelor la/în șantier;

• -    manipularea maselor;

• -    alte lucrări complementare celor prezentate mai sus.

• D.    Lucrări de montaj echipamente

• -    activitate în mediu cu praf care pot produce vătămări ale pielii, ochilor și căilor respiratorii;

• -    lucrări de manipulare manuală și mecanizată a echipamentelor (pentru amplasarea pe poziție);

• -    lucrări de montaj al părților componente;

• -    lucrări de vopsitorie;

• -    lucrări de racordare la energia electrică;

• -    sudura electrică și autogenă;

• -    transportul materialelor la/în șantier;

• -    alte lucrări complementare celor prezentate mai sus.

Prezentarea factorilor de risc din punct de vedere al sănătății și securității muncii

• a. Factori de risc proprii mijloacelor de producție

Factori de risc mecanic:

• -    Lovirea de către echipamentele care trebuie montate, în timpul descărcării- încărcării de materiale sau deplasării la și de la punctele de lucru;

• -    Lovirea de către mijloace de transport auto din cauza unor devieri de la traiectoria normală, în timpul descărcării-încărcării de materiale sau deplasării la și de la punctele de lucru;

• -    Proiectarea de părți metalice desprinse accidental din echipamente în mișcare, din scule de lucru, unelte etc.;

• -    Explozii produse la tuburile de oxigen și acetilenă păstrate neglijent sau din cauza nerespectării instrucțiunilor de lucru și SSM.;

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

• -    Proiectare, împroșcare cu scântei, material incandescent în timpul sudurii, tăierii (arsuri, orbire etc.) datorită neutilizării echipamentului individual de protecție;

• -    Prindere, antrenare mână sau articole de vestimentație de către organe de mașini în mișcare - betonieră, polizor, mașină de găurit, de către mașinile de întins fier-betonul, etc.;

• -    Autodeclanșări sau autoblocări contraindicate ale mișcărilor funcționale ale echipamentelor tehnice lângă care se poate afla la un moment dat lucrătorul;

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118624-B1

  Revizie: 1

  Pag. 119

  
  

• -    Deplasări sub efectul gravitației, căderea de obiecte de la înălțime, la manipularea cu macaraua, din cupa excavatorului, din cupa încărcătorului frontal în zona de activitate și lovirea executantului și/sau a altor persoane;

• -    Surpare, alunecare pământ, echipamente tehnice pe durata efectuării de lucrărilor de săpături, din cauza instabilității malurilor;

• -    Surpare, alunecare pământ, echipamente tehnice pe durata efectuării de lucrărilor de depunere în stivă, din cauza instabilității materialului necompactat;

• -    Lovire, strivire membre inferioare de căderea unor materiale, subansamble etc., din cauza depozitării lor necorespunzătoare;

• -    Balansul maselor transportate cu mijloacele de ridicât (macara, scripete, aparat ridicat/tractat);

• -    Suprafețe înțepătoare, tăioase a uneltelor de mână folosite în îndeplinirea sarcinii de lucru.

Factori de risc termic:

• -    Jet de ulei, emulsie, apă sub presiune la fisurarea accidentală a sistemelor hidraulice ale echipamentelor (ex. excavator);

• -    Arsuri provocate de temperatura crescută a galeriei de evacuare, a țevii de eșapament sau a radiatorului și circuitelor conexe;

• -    Arsuri provocate la contactul cu suprafața fierbinte a pieselor sudate (100- 200°C) sau tăiate;

• -    Arsuri provocate de flamele puternice în timpul sudurii electrice și a focului deschis la sudura autogenă;

• -    Temperatura scăzută a pieselor, materialelor, obiectelor.

Factori de risc chimic:

• -    Contactul cu substanțe chimice existente în zona de lucru;

• -    Dermatite de contact din cauza emulsiilor utilizate în îndeplinirea sarcinii de muncă (diluanți, lichid de răcire, emulsii) a substanțelor iritante utilizate la degresarea pieselor, la curățirea echipamentului tehnologic, a conductelor de transport fluide.

Factori de risc electric

• -    Curent electric: electrocutare prin atingere directă:

• •    defecte de izolație;

• •    defecte de protecție, îngrădire și avertizare.

• -    Curent electric:electrocutare prin atingere indirectă:

• •    defecțiuni la instalația de împământare și legare la nul;

• •    lipsă unor circuite de protecție;

• •    lucrul în incinte cu umiditate și scurgeri de apă;

• •    apariția tensiunii de pas.

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

• b.    Factori de risc proprii mediului de muncă
  
  Factori de risc fizic:

• -    Iritații ale tegumentelor, ochilor și căilor respiratorii datorită contactului cu substanțe chimice / și, sau a particulelor din saltelele termoizolante;

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118624-B1

  Revizie: 1

  Pag. 120

  
  

• -    Afecțiuni ale aparatului respirator datorită prezenței în mediul de lucru a pulberilor pneumoconiogene;

• -    Degerături ale membrelor superioare sau/și inferioare cauzate de temperaturile scăzute din timpul iernii pe durata efectuării operațiilor de manipulare, transport, depozitare sau efectuării activităților în aer liber;

• -    Șoc caloric (insolație) cauzat de temperaturile ridicate din timpul verii pe durata efectuării operațiilor de manipulare, transport, depozitare sau efectuării activităților în aer liber;

• -    Calamități naturale - colaps (seism, trăsnet, vânt, grindină, viscol, prăbușiri de teren);

• -    Temperaturi scăzute pe perioada anotimpului rece la lucrul în aer liber;

• -    Arsuri și afecțiuni ale ochilor din cauza radiațiilor ultraviolete și infraroșii în timpul sudării;

• -    Afecțiuni ale urechii, hipoacuzie, datorită zgomotului produs de echipamentele tehnice în timpul efectuării sarcinii de muncă;

• -    Curenți de aer de intensitate și durată mare la locul de muncă.

Factori de risc chimic:

• -    Iritații ale tegumentelor, ochilor și căilor respiratorii datorită contactului cu substanțe chimice existente la locul de muncă;

• -    Afecțiuni digestive și/sau respiratorii din cauza degajării de gaze (CO, NO, O3, acetilenă, etc.).

• c.    Factori de risc proprii sarcinii de muncă
  
  Solicitare fizică:

• -    Afecțiuni ale sistemului osteo - musculo - articular din cauza efortului fizic și dinamic la manipularea pieselor grele;

• -    Afecțiuni ale sistemului osteo - musculo - articular din cauza pozițiilor de lucru vicioase, forțate, a lucrului în spații înguste, în spații greu accesibile, efort static la efectuarea operației de sudare, a poziției aproape permanent ortostatice.

Solicitare psihică:

• -    Solicitare psihică datorită concentrării permanente în timpul activităților;

• -    Lucrul în condiții de stres cauzat de:

• •    ritm de muncă mare;

• •    decizii dificile în timp scurt;

• •    conștientizarea riscului de electrocutare.

• d. Factori de risc proprii executantului
  
  Acțiuni greșite:

• -    Neutilizarea echipamentului individual de protecție - obligatoriu - pentru activitatea prestată;

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

• -    Accidentare din cauza succesiunii greșite a operațiilor de lucru, în special la tăierea și sudarea oxiacetilenică;

• -    Comenzi greșite la pornirea și acționarea echipamentului tehnologic;

• -    Utilizarea surselor de foc în locuri interzise;

• -    Efectuare sudură fără paravan sau mască de protecție (arsuri, orbiri etc.);

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118624-B1

  Revizie: 1

  Pag. 121

  
  

• -    Efectuarea diferitelor intervenții la utilaje și echipamente, la care au fost îndepărtate apărătoarea/carcasele/dispozitivele de protecție în timpul funcționării acestora;

• -    Surprinderea lucrătorului de desprinderea, căderea accidentală a armăturii metalice datorată montării greșite a conexiunilor;

• -    Arsuri ale membrelor la contactul cu piesele fierbinți din cauza manipulării necorespunzătoare a acestora cu cleștele de prindere;

• -    Nesincronizarea de operații - întârzieri sau devansări la lucrul în echipă;

• -    Nerespectarea ordinii de aplicare a tuturor măsurilor tehnice pentru realizarea zonei de lucru sau acceptarea de omisiuni și/sau erori la echipamentele de protecție;

• -    Nesincronizări la lucrul în echipă, în special la transportul manual al sarcinilor;

• -    Deplasări, staționări în zone periculoase (echipament tehnologic în funcțiune, mijloace de ridicat și transport auto etc.);

• -    Cădere de la același nivel prin împiedicare, alunecare, dezechilibrare în timpul deplasării de la un loc de muncă la altul, sau în atelier, din cauza depozitărilor necorespunzătoare de materiale;

• -    Neîntreruperea tensiunii în cazul lucrărilor ce necesită acest lucru;

• -    Apropierea de instalațiile aflate sub tensiune la o distanță mai mică decât cea admisă de norme;

• -    Cădere de la joasă înălțime prin dezechilibrare, alunecare (de pe utilaje, echipament tehnologic, la care se efectuează operații de sudură, tăiere etc.);

• -    Strivire, lovire membre superioare/ inferioare la manipularea diverselor materiale, motoare în timpul montării, demontării, curățirii, ungerii etc.;

• -    Risc de incendii;

• -    Nerespectarea măsurilor colective de Securitate și Sănătate în Muncă;

• -    Nerespectarea instrucțiunilor de lucru și de securitate a muncii.

• 4.2.2.3.2 Măsuri de prevenire/diminuare a riscurilor pentru securitatea și sănătatea în munca și situații de urgență

Antreprenorul general, subantreprenorii, lucrătorii independenți, deci toți factorii de execuție sunt obligați să elaboreze Planul Propriu de Securitate și Sănătate (PPSS) și să aplice instrucțiuni proprii de securitate a muncii pentru toate cazurile prezentate mai sus, cerințe minime, precum și in toate cazurile particulare care pot apare in timpul execuției sau pot fi prevăzute de constructor efectiv pe frontul de lucru. Aceste masuri vor fi structurate pe 3 paliere, astfel:

• -  Măsuri de protecție colectivă;

• -  Măsuri de protecție individuală;

• -    Măsuri organizatorice;

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

Măsurile vor fi prezentate în amănunt în Planul Propriu de Securitate și Sănătate în muncă (PSSM) al antreprenorului, subantreprenorilor și va fi însușit spre respectare de către lucrătorii independenți, eventual completat de aceștia cu condițiile specifice ale activității lor.

În conformitate cu H.G. nr. 1425/11.10.2006 - norme metodologice de aplicare a prevederilor legii securității și sănătății în muncă nr. 319/2006 cu modificările și completările ulterioare (H.G. nr. 955/2010, H.G. nr 1242/2011 și H.G. nr. 767/2016); instruirea lucrătorilor în domeniul securității și sănătății în muncă cuprinde 3 faze:

• a)    instruirea introductiv-generală;

• b)    instruirea la locul de muncă;

• c)    instruirea periodică.

Instruirea se consemnează în fișa de instruire colectivă, conform modelului prezentat în anexa nr. 12. din H.G. nr. 1425 /2006 cu modificările și completările ulterioare.

Intervalul dintre două instruiri periodice va fi stabilit prin instrucțiuni proprii, în funcție de condițiile locului de munca si/sau postului de lucru, si nu va fi mai mare de 6 luni.

Pentru personalul tehnico-administrativ intervalul dintre două instruiri periodice va fi de cel mult 12 luni.

Rezultatul instruirii lucrătorilor in domeniul securității si sănătății in munca se consemnează în mod obligatoriu în fișa de instruire individuală, cu indicarea materialului predat, a duratei și datei instruirii. După efectuarea instruirii fișa de instruire individuală se semnează de către lucrătorul instruit si de către persoanele care au efectuat si verificat instruirea.

Fișa de instruire colectivă se întocmește în două exemplare, din care un exemplar se va păstra de către angajator/lucrător desemnat/serviciu intern de prevenire și protecție care a efectuat instruirea și un exemplar se păstrează de către angajatorul lucrătorilor instruiți sau, în cazul vizitatorilor, de către conducătorul grupului.

• 4.2.3 Schimbări climatice

Schimbările climatice reprezintă o provocare pentru producerea și transportul energiei electrice datorita creșterii treptate a temperaturii, a numărului și severității fenomenelor meteorologice extreme și a schimbării tiparelor de precipitații. Riscurile și vulnerabilitățile asociate schimbărilor climatice trebuie evaluate corespunzător în vederea integrării în planificarea, proiectarea și implementarea proiectelor.

Prognozele meteorologice pe termen mediu și lung pentru România justifică apelul la acțiuni imediate emis de factorii de decizie. Modelele climatice demonstrează că temperaturile medii anuale în România vor continua să crească constant, mai ales vara și iarna. Astfel, în pofida faptului că România va continua să aibă o climă temperată și patru anotimpuri, clima temperată va fi semnificativ modificată în următorii 50-100 de ani.

Pe întreg teritoriul României, s-a înregistrat deja o creștere de 0,5°C a temperaturilor medii anuale începând din 1901, o creștere mai mare în afara arcului carpatic - până la 2°C, o creștere mai mică în interiorul arcului și o creștere de peste 3°C a temperaturilor atât vara cât și iarna. Cantitățile anuale de precipitații au scăzut constant, mai ales în centrul și sud-estul României. Zilele tropicale sunt mai frecvente, iar zilele de iarnă sunt tot mai rare. Pe teritoriul țării, temperatura medie minimă vara este deja mai mare, precum și temperatura maximă medie vara de până la 2°C în sud și sud-est. Grosimea straturilor de zăpadă a scăzut semnificativ în

nord-estul, centrul și vestul României, în timp ce la nivelul întregii țări frecvența anuală a producerii fenomenelor de chiciură, polei și chiciură moale au scăzut semnificativ.

Conform datelor și studiilor existente, în perioada 1901-2007, temperatura medie anuală a aerului a crescut în România cu 0,5°C, dintre ultimii 20 de ani cel mai călduros fiind anul 2007, cu 11,5°C, iar cel mai rece anul 1985, cu 8,4°C.

Din punct de vedere al precipitațiilor, peste 90% dintre modelele utilizate proiectează pentru perioada 2090-2099 producerea de secete severe vara în România, în special în zonele de sud și sud-est, cu deviații negative față de nivelul de referință 1980-1990, cu un exces de 20%.

Climatul Municipiului Bacău este unul temperat-continental accentuat, cu ierni reci, veri secetoase și călduroase. Temperatura medie anuală este de 9 °C, oscilând între -4 °C, în luna ianuarie, și 20,6 °C, în luna iunie, constatându-se o ușoară modificare a regimului termic în ultimii ani datorită lacurilor de acumulare, încălzirii globale și poluării atmosferei. Temperatura maximă absolută cu o valoare de 40,3 °C (24 iulie 2007) a fost depășită în vara anului 2012, când mercurul termometrului a urcat până la 41,9 °C în ziua de 7 august.

Efectele schimbărilor climatice pot fi evidențiate prin creșterea temperaturilor la nivel local și creșterea cantității de precipitații. Cantitatea medie anuală de precipitații este de 541 mm/m²/an, existând diferențe între sezonul cald (82,8 mm - luna iunie) și cel rece (24 mm - luna februarie). Aversele sunt frecvente în lunile iulie-august.

• 4.3    Situația utilităților și analiza de consum
  
  ^ Gazele naturale

În incinta Thermoenergy Group SA este prevăzută o stație de reglare-măsurare-predare (SRMP), PN40.

Principalele caracteristici tehnice ale acesteia sunt:

• -    instalație de reglare și măsurare;

• -    parametri:

o debit maxim: 23500 Smc/h;

o presiune minimă/maximă aval: 5/6bar.

Racordul de gaze naturale pentru alimentarea noilor unități de cogenerare se va face în conducta de distribuție cu dimensiuni DN250, PN40 în amonte de racordul de alimentare la cazanul apă caldă model LOOS existent.

Conducta nouă de legătură la conducta de distribuție aparatele de utilizare (motoare termice) va fi montată suprateran și va fi dotată cu contor de debit, post de reglare, electrovalvă, robinete de siguranță, izolare, filtre etc.

Rețelele de conducte de alimentare a motoarelor din interiorul incintelor vor face parte din furnitura de echipament specifică.

Întrucât presiunea minimă a gazelor naturale cerută de motoare poate fi de 6 bar pentru cazul în care această valoare nu poate fi asigurată din rețeaua de distribuție s-au prevăzut două

compresoare de gaze în funcționare 2x50% debit cca. 3000/3200 m3/h fiecare, ce vor asigura ridicarea presiunii cu 2 bar.

Evacuarea puterii

Racordul la SEN al noii centrale de cogenerare se va face la tensiunea de 110 kV, în stația interioară, existentă în incinta Thermoenergy Group SA.

^ Instalație de alimentare cu apă

Alimentarea cu apă potabilă se realizează de la rețeaua de apă potabilă a municipiului Bacău.

Alimentarea punctelor de consum se va realiza prin intermediul unui racord la rețeaua de distribuție din incinta SC Thermoenergy Group SA Bacău. Racordul se va realiza din tuburi PEID PE100 De 63 x 3,8 mm.

^ Instalație de evacuare a apelor uzate

Pentru colectarea apelor uzate menajere se va realiza o rețea de canalizare din tuburi PVC-KG având diametrul De 250 x 6,2 mm, care va colecta apele și le va evacua gravitațional la rețeaua de canalizare menajeră din incinta SC Thermoenergy Group SA Bacău.

Pentru colectarea apelor pluviale se va realiza o rețea de canalizare din tuburi PVC-KG având diametrul De 315 x 7,7 mm, care va colecta apele și le va evacua gravitațional la rețeaua de canalizare pluvială din incinta SC Thermoenergy Group SA Bacău.

Apele pluviale, înainte de evacuarea în rețeaua de canalizare a incintei, vor fi preepurate într-un separator de hidrocarburi pentru a se asigura indicatorii de calitate.

Pe traseul rețelei de canalizare și la schimbările de direcție se vor realiza cămine de vizitare din beton armat acoperite cu capace carosabile.

^ Termoficare internă și orășenească

Noile grupuri de cogenerare vor fi racordate la sistemul de alimentare centralizată cu energie termică existent în Bacău.

Vehicularea agentului termic în sistemul de termoficare se face cu trei pompe de termoficare cu debit cca. 600 m³/h fiecare. Acestea funcționează în regim de 3 x 50% (două în funcțiune și una în rezervă).

Pentru menținerea unei presiuni constante în rețea, pompele se vor dota cu convertizoare de frecvență, asigurându-se astfel funcționarea pompelor cu debit variabil, conform graficului de reglare în termoficare.

Pompele de circulație apă de termoficare ale noii unități de cogenerare vor fi racordate la colectorul circuitului de retur DN1000 în aval de stația de pompare existentă treapta I, funcționând în serie cu aceasta. Pompele noi vor fi prevăzute cu un circuit de by-pass pentru cazul în care se va funcționa cu sistemul de pompare treapta I existent prin noua unitate de cogenerare.

• 4.4    Sustenabilitatea realizării obiectivului de investiții
  
  4.4.1    Impactul social și cultural, egalitatea de șanse

Prin realizarea investiției se vor asigura atât necesarul de energie termică pentru asigurarea apei calde menajere și a căldurii, cât și confortul termic al populației racordate la sistemul centralizat de termoficare al municipiului Bacău, în condiții de siguranță, eficiență în funcționarea centralei, continuitate a serviciului public și în condițiile respectării legislației privind protecția mediului. Toate acestea conduc la scăderea costurilor de producție și la creșterea competitivității societății.

În ceea ce privește impactul cultural, prin natura investiției acesta este estimat ca fiind neutru.

Atât în etapa de realizare a investiției când vor fi generate locuri de muncă aferente domeniului de lucrări specifice investiției, cât și în etapa de funcționare, când nu vor fi generate noi locuri de muncă, egalitatea de șanse va fi respectată indiferent de rasă, religie sau persoane din categoriile defavorizate.

• 4.4.2    Estimări privind forța de muncă ocupată prin realizarea investiției
  
  4.4.2.1    Număr de locuri de muncă create în faza de execuție

Pentru toate categoriile de lucrări necesare pe perioada lucrărilor de execuție personalul necesar va fi asigurat de către contractorul general stabilit în urma procesului de licitație.

• 4.4.2.2    Număr de locuri de muncă create în faza de operare

S-a considerat că instalațiile vor funcționa 24 ore din 24 și ca atare personalul de exploatare și întreținere va lucra în trei schimburi organizate în 5 ture (inclusiv sâmbăta, duminica și sărbătorile legale).

Se consideră că serviciile administrative necesare (evidențe date, protecția mediului, contabilitate, etc.) se vor asigura de către personalul angajat în noua centrală.

Pentru asigurarea unei exploatări corespunzătoare a noilor echipamente și instalații propuse în cadrul proiectului, este necesar ca personalul să fie instruit.

Pentru această fază a analizei, având în vedere gradul ridicat de automatizare a echipamentelor și instalațiilor, se estimează că numărul de personal de exploatare și întreținere aferent noii investiții este de 5 angajați. Dacă din diverse motive, pentru diferite intervenții va fi nevoie de personal suplimentar, acesta va fi luat din personalul actual al centralei.

• 4.4.3    Impactul asupra factorilor de mediu, inclusiv impactul asupra biodiversită?ii ?i a siturilor protejate, după caz

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

Proiectul intră sub incidența Legii nr. 292/2018 privind evaluarea impactului anumitor proiecte publice și private asupra mediului, fiind încadrat în Anexa nr. 2, punctul 3 - Industria energetică, a) instalații industriale pentru producerea energiei electrice, termice și a aburului tehnologic, altele decât cele prevăzute în Anexa nr. 1

Lucrările proiectului produc un impact potențial asupra factorilor de mediu care este limitat în timp și ca spațiu la perioada derulării lucrărilor de execuție.

Pentru ca impactul potențial asupra mediului să fie redus la minimum, lucrările vor fi coordonate de executant astfel încât să poată fi respectate reglementările în vigoare privind activitățile desfășurate pe șantier.

• 4.4.3.1    Protecția calității aerului
  
  Faza de construcție

În timpul lucrărilor de construcție/montaj pot apărea emisii fugitive de pulberi din activitatea de manipulare a materialelor de construcții (ex. ciment, var, materiale pentru finisaje, etc.) și din alte activități specifice construcțiilor și montajului (ex. spargere, tăiere, perforare etc.).

Pentru a preveni formarea prafului, executantul va trebui să aibă în vedere curățarea periodică a căilor de acces aferente șantierului, și eventuala stropire cu apă a zonelor în care se impune acest lucru (sursele de praf și drumurile neasfaltate).

Ca măsură de reducere a emisiilor de praf se recomandă ca încărcătura de material să fie acoperită în timpul transportului, autobasculantele fiind dotate obligatoriu cu prelate.

La această fază se iau în calcul și emisiile de substanțe poluante produse de utilajele care folosesc motoare cu ardere internă (ex. camioane, excavatoare etc.), sau de mici echipamente de ardere (ex. lămpi de gaz, de benzină, aparate de sudură cu flacăra oxiacetilenică).

Utilajele folosite pentru executarea lucrărilor de șantier (camioane, macarale), trebuie să fie dotate cu motoare performante (EURO 4 sau EURO 5) și să circule cu viteză redusă. În acest fel, emisiile provenite de la utilajele implicate în activitatea de șantier, precum și de la mijloacele de transport, vor fi diminuate.

În situațiile meteorologice nefavorabile (temperaturi ridicate, vânt puternic, etc.) se recomandă încetarea activității. Pentru situații meteorologice normale, dar care favorizează totuși dispersia particulelor în atmosferă, dacă este cazul, se recomandă stropirea materialului prăfos cu apă tehnologică curată. Emisiile se consideră a fi reduse și limitate la perioada desfășurării lucrărilor și numai în zona unde este amplasată organizarea de șantier.

O măsură simplă ce trebuie avută în vedere de executantul lucrărilor este aceea de a menține pe cât posibil curățenia în zona de lucru și pe căile de acces. De asemenea, se recomandă ca în organizarea de șantier să fie fixate locurile unde se vor depozita diverse materialele iar, în caz de necesitate, acestea să fie depozitate în spații închise, sau cel puțin, acoperite cu prelate. Pe perioada lucrărilor se vor limita zonele de lucru și vor fi marcate distinct în locuri cu vizibilitate folosind semne standardizate ISO, pentru a limita potențialul impact asupra mediului, sau posibilele accidente.

Tot pentru reducerea impactului asupra factorului de mediu aer se recomandă limitarea timpului de funcționare a utilajelor și vehiculelor la strictul necesar, printr-o organizare eficientă a lucrărilor proiectului.

Faza de exploatare

Noua sursă de producere de energie termică și electrică va cuprinde module de cogenerare, echipate cu motoare termice în fiecare soluție analizată astfel:

• -    Soluția 1: fiecare MT de putere electrică cca. 9,4 MWe și cu posibilitatea de producere a unei puteri termice de cca. 8 MWt;

• -    Soluția 2: fiecare MT de putere electrică cca. 7,7 MWe și cu posibilitatea de producere a unei puteri termice de cca. 6,5 MWt.

Fiecare din motoarele termice (MT) va funcționa cu combustibil gazos, în prezent gaze naturale și în viitor și hidrogen și are o putere termică (a combustibilului) de 19,376 MWt în soluția 1, respectiv 15,718 MWt în soluția 2.

Evacuarea gazelor de ardere de la fiecare motor termic se va realiza prin intermediul coșurilor de fum cu următoarele caracteristici:

Tabel 4-2 Dimensiunile constructive ale coșurilor de fum

Soluția	Tipul sursei	Puterea termică (a combustibilului) (MWt)	Înălțimea fizică	Diametru interior la vârf
			(m)	(m)
Soluția 1	Motor termic (MT1 + MT3)	19,376	30	1,6
Soluția 2	Motor termic (MT1 + MT4)	15,718	30	1,4

Determinarea înălțimii coșurilor de fum necesare noii investiții s-a realizat atât din punct de vedere gazodinamic, cât și al dispersiei gazelor de ardere în atmosferă în vedere protejării sănătății umane și a mediului, ținându-se cont de combustibilul utilizat și de caracteristicile tehnice ale noilor instalații energetice, precum și existența celorlalte surse de emisii de substanțe poluante existente în zonă.

Fiecare ansamblu motor termic (MT) este o instalație de ardere de dimensiuni medii (putere termică <50 MW) care, în funcționare, trebuie să respecte prevederile Legii nr. 188/2018 privind limitarea emisiilor în aer a anumitor poluanți proveniți de la instalații medii de ardere.

În conformitate cu prevederile Anexei 1 - Valori-limită de emisie prevăzute la art. 18-31, Partea a 2-a -Valori-limită de emisie pentru instalații medii de ardere noi, valoarea limită de emisie pentru NOx la un conținut de O2 de 15% în cazul unui motor termic funcționând cu gaze naturale este de 95 mg/Nm³.

• 4.4.3.2    Protecția calității apelor
  
  Faza de construcție

În cadrul organizării de șantier, executantul lucrărilor va asigura necesarul de apă potabilă pentru personalul de execuție, conform celor stabilite cu beneficiarul (dozatoare de apă).

Cantitățile de apă tehnologică necesară vor fi asigurate prin racorduri la surse existente deja în amplasament.

Datorită specificului lucrărilor ce urmează a fi executate, cantitățile necesare de apă tehnologică sunt reduse. Aceasta va fi utilizată în principal pentru stropirea fronturilor de lucru (dacă este cazul), cu scopul diminuării emisiilor de particule ce pot apărea.

Cantitățile de ape uzate astfel rezultate vor fi reduse având în vedere faptul că betonul (ca principal material de construcție utilizat) va veni pe șantier gata preparat, iar apa pentru spălările tehnologice (ex. spălări unelte, utilaje, udarea fundației de beton proaspăt turnat, etc.) va fi folosită numai în cazuri de strictă necesitate. Așadar, în urma efectuării unor astfel de lucrări nu vor rezulta practic ape uzate, care să necesite tratarea și evacuarea lor din șantier.

În timpul lucrărilor, pentru personalul executant din zonele din șantier vor fi prevăzute toalete ecologice, toalete ce vor fi curățate și salubrizate de firma cu care executantul lucrărilor va realiza un contract.

Se va evita contaminarea apelor subterane prin infiltrarea unor scurgeri accidentale de ape uzate, combustibil, lubrifianți etc.

Se va evita realizarea de lucrări pe șantier în condiții meteorologice extreme care ar putea conduce chiar la un posibil impact asupra mediului. Se vor avea în vedere posibile situații în care cantități mari de precipitații vor conduce la prezența unei umidități excesive în zona de lucru, care pot îngreuna desfășurarea normală a activităților. Este necesară evitarea construirii de șanțuri de drenare a apelor apărute pe șantier în situații accidentale, astfel încât să se poate ajunge la impurificarea suprafețelor învecinate. Bazându-se pe experiența de lucru în șantier, executantul va trebui să aibă în vedere și modul de intervenție rapidă în aceste condiții, pentru prevenirea acțiunii sau efectelor acestora. Pe toată durata existenței șantierului, apele pluviale se vor evacua în sistemul actual de canalizare.

Faza de exploatare

Alimentarea cu apă

Alimentarea cu apă tehnologică

Apa de adaos necesară pentru vehicularea agentului termic în sistemul de termoficare va fi preluată din incinta Thermoenergy Group SA Bacău.

Alimentarea cu apă potabilă se va realiza din rețeaua de apă potabilă a municipiului Bacău. Alimentarea punctelor de consum se va realiza prin intermediul unui racord la rețeaua de distribuție din incinta Thermoenergy Group SA Bacău.

Alimentarea cu apă pentru stingerea incendiului va fi asigurată de gospodăria de apă pentru stins incendiu din incinta Thermoenergy Group SA Bacău.

Pentru alimentarea hidranților exteriori și interiori pentru stins incendiul se vor realiza racorduri din tuburi PEID la rețeaua de incendiu din incinta THERMOENERGY GROUP SA Bacău

Evacuarea apelor uzate

Principalele categoriile de ape uzate care se vor avea în vedere în cadrul proiectului vor fi cele menajere și pluviale.

Din funcționarea CHP Bacău, a modulelor de cogenerare nu rezultă ape tehnologice uzate.

Colectarea apelor uzate menajere provenite de la obiectele prevăzute cu grupuri sanitare interioare se va realiza prin intermediul unei rețele de canalizare din tuburi PVC-KG, care va colecta apele și le va evacua gravitațional la rețeaua de canalizare menajeră din incinta Thermoenergy Group SA Bacău

Apele pluviale colectate prin intermediul gurilor de scurgere din lungul tronsoanelor de drumuri proiectate vor fi preepurate într-un separator de hidrocarburi pentru a se asigura indicatorii de calitate și apoi vor fi evacuate prin intermediul unei rețele gravitaționale din tuburi în rețeaua de canalizare similară din incinta Thermoenergy Group SA Bacău.

• 4.4.3.3    Protecția împotriva zgomotului și vibrațiilor
  
  Faza de construcții

În timpul lucrărilor executate în această fază, zgomotul va proveni de la utilajele folosite pentru operațiunile de demolare/ construcții/ montaj (ex. camioane, betoniere, excavatoare), în urma activităților întreprinse de angajați cu diferite echipamente. Pentru reducerea nivelului de zgomot și vibrații pe întreaga durată de existență a șantierului, se vor utiliza echipamente și instalații cât mai moderne și performante, care produc zgomote și vibrații reduse, pentru a se evita posibilul impact negativ asupra personalului de execuție, a personalului care-și desfășoară activitatea curentă în proximitatea zonei șantierului sau a așezărilor umane din vecinătate.

Experiența de lucru a executantului trebuie folosită pentru a programa lucrările astfel încât să se realizeze niveluri reduse de zgomot și vibrații.

Faza de exploatare

În exploatare, sursele principale de zgomot din instalațiile energetice sunt echipamentele care au sub-ansamble în mișcare: motoarele termice, pompe, ventilatoare, compresoare. Reducerea zgomotului se va realiza, mai ales, prin utilizarea de echipamente performante cu nivel de zgomot redus, prin montarea acestor echipamente în interiorul unor clădiri și prin montarea de atenuatoare de zgomot.

Nivelul de zgomot produs de noile echipamente va fi în limitele indicate de HG nr. 493/2006 privind cerințele minime de securitate și sănătate referitoare la expunerea lucrătorilor la riscurile generate de zgomot, cu modificările și completările ulterioare. Prevederile se aplică tuturor activităților în care lucrătorii sunt sau este posibil să fie expuși, prin natura muncii lor la riscuri generate de zgomot.

Limita maximă admisă pentru zgomot la locurile de muncă, în condițiile asigurării securității și sănătății în muncă este de 87 dB la 1 m de echipament (cu măsuri de precauție atunci când se atinge valoarea de 85 dB). Valorile limită de expunere sunt prezentate ca nivel de expunere zilnică la zgomot, pentru o zi de lucru normală de 8 ore (definită de SR ISO1999:1996).

Legea nr.319/2006 a securității și sănătății în muncă stabilește principii generale referitoare la prevenirea riscurilor profesionale, protecția sănătății și securitatea lucrătorilor, eliminarea factorilor de risc și accidentare, informarea, consultarea, instruirea lucrătorilor. Sunt prezentate de asemenea obligațiile angajatorilor.

Nivelul de zgomot la limita incintei va respecta valorile maxime prevăzute de STAS nr. 10009/2017- Acustica Urbană, pentru zone industriale de 65 dB.

• 4.4.3.4    Protecția solului și subsolului
  
  Faza de construcții

Lucrările se vor executa numai în zonele prevăzute de proiectul construcții-montaj, evitându-se afectarea unor zone suplimentare. Pentru aceasta, executantul va stabili de comun acord cu beneficiarul locul și modul de realizare a organizării de șantier.

Organizarea de șantier va fi marcată cu bariere, pentru a nu afecta și alte suprafețe în afara celor necesare, stabilite prin proiect.

Materialele de construcții necesare lucrărilor de construcții - montaj vor fi stocate în depozitele executantului, transportul la zona de lucru realizându-se cu mijloace auto pe drumurile existente în incintă.

Lucrările prevăzute de proiect în vederea realizării centralei din amplasamentul CET Vâlcea vor consta în:

• -    lucrări pregătitoare pentru începerea execuției (organizare de șantier, eliberarea amplasamentului, lucrări de demolare etc.);

• -    lucrări de construcții pentru executarea fundațiilor și a clădirilor pentru noile echipamente;

• -    lucrări de montaj a noilor echipamente;

• -    lucrări pentru încadrarea noilor echipamente în sistemul tehnologic electric și în instalația de automatizare;

• -    lucrări de revizii tehnice, controale, verificări și probe de punere în funcțiune.

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

O importanță aparte se acordă și măsurilor de organizare și limitare a stocării temporare a materialelor rezultate din lucrări în spații special amenajate (conform cerințelor ghidului de specialitate) pentru a asigura protecția solului și subsolului. Astfel că, executantul, de comun acord cu beneficiarul va stabili zonele unde se vor depozita temporar materialele demolate înainte de transportul și evacuarea lor pentru depozitarea finală. Executantul va stabili de comun acord cu firmele specializate pentru transportul deșeurilor nepericuloase/ periculoase, condițiile și modalitățile de lucru pentru preluarea unor astfel de deșeuri astfel încât să se respecte reglementările în vigoare și să se evite orice impact asupra executanților lucrărilor și mediului.

Adoptarea tehnicii de stropire a frontului de lucru, va permite ca pe întreaga perioadă a lucrărilor, să se obțină o diminuare importantă a poluării solului cu particule.

Ca măsuri practice de protecție a solului și subsolului, des utilizate pe șantiere, vor fi cele de întreținere corespunzătoare a echipamentelor și mijloacelor de transport pentru a se evita situațiile de posibile poluări accidentale ale solului și subsolului. Executantul trebuie să aibă în vedere și organizarea unui loc de parcare pentru mijloacele de transport implicate în lucrări. Accesul mijloacelor de transport și al utilajelor se va face numai pe drumuri amenajate.

Executantul va trebui să organizeze în așa fel activitatea încât să evite și poluările accidentale. Excavările care se vor executa nu trebuie să afecteze în mod inutil suprafața solului din incintă. Solul excavat este considerat curat și va putea fi reutilizat pentru renivelări sau alte lucrări de refacere a zonei.

Măsurile luate prin organizarea de șantier, precum și cele necesare pentru organizarea activității propriu-zise vor contribui la o diminuare importantă a impactului potențial asupra solului și subsolului.

Întreaga suprafață de teren din zona în care vor fi amplasate echipamentele viitoarei centrale va fi acoperită cu platforme de beton, spațiile libere rămase urmând a fi amenajate corespunzător pentru a completa peisajul.

Se consideră că lucrările care vor fi efectuate nu vor afecta subsolul, astfel încât nu sunt necesare lucrări suplimentare de protecție.

Faza de exploatare

Datorită amenajărilor (platforme betonate-placate unde va fi necesar, drumuri asfaltate, spații verzi amenajate și întreținute), obiectivele cuprinse în noua investiție nu se consideră că vor avea impact asupra solului și subsolului.

Pentru asigurarea circulației utilajelor auto rutiere și tehnologice în zona de amplasare a viitoarelor clădiri și instalații, se prevede să se realizeze o rețea de căi de comunicație - drumuri și platforme carosabile de acces la acestea.

În condiții normale de funcționare a noilor echipamente, nu se poate vorbi de o potențială contaminare a solului.

• 4.4.3.5    Protecția așezărilor umane și a altor obiective de interes public

Terenul pe care urmează să se realizeze centrala de cogenerare de înaltă eficiență este situat în incinta platformei industriale Thermoenergy Group SA Bacău, în suprafață totală de 492.037 m².

Posibilele surse de impact asupra așezărilor umane și a altor obiective de interes public sunt reprezentate de zgomotul și vibrațiile produse ca urmare a execuției lucrărilor de investiție, emisiile de praf și substanțe poluante asociate funcționării utilajelor și circulației mijloacelor de transport implicate în lucrări, depozitarea necontrolată a deșeurilor.

În ceea ce privește afectarea zonelor populate, menționăm ca lucrările de investiții se desfășoară numai în incinta platformei industriale Thermoenergy Group SA Bacău.

Executantul va respecta prevederile Ordinului nr. 119/2014 pentru aprobarea normelor de igienă și sănătate publică privind mediul de viață al populației.

Incinta noii centrale va avea asigurată paza pentru evitarea oricăror incidente și măsuri de securitate la incendiu corespunzătoare, fiind prevăzute posibilități de acces a mijloacelor de intervenție pentru stingerea incendiilor.

Pentru desfășurarea activităților tehnologice și administrative zilnice de lucru, executantul (în proiectul pe care îl va realiza) va amplasa organizarea de șantier pe spațiul indicat de beneficiar, care va fi precizat și în convenția ce va fi încheiată între cei doi, pentru perioada de execuție a lucrărilor. Organizarea lucrărilor de construcții - montaj, rămân ca o obligație a executantului, iar programul de lucru va fi astfel întocmit încât să nu se perturbe activitatea unităților din vecinătate.

Componentele organizării de șantier vor fi construcții provizorii tip baracă pentru birouri, ateliere, vestiare, spații de depozitare, spații/ platforme tehnologice, etc., și vor funcționa numai pe perioada de execuție a investiției, urmând a fi dezafectate la terminarea lucrărilor.

La sfârșitul lucrărilor de construcție - montaj, toate zonele de lucru reprezentând organizarea de șantier, vor fi curățate și eliberate de materiale și echipamente redându-li-se funcționalitatea anterioară.

În ceea ce privește amplasarea obiectivului de investiții în raport cu patrimoniul cultural potrivit Listei monumentelor istorice, actualizată, aprobată prin Ordinul ministrului culturii și cultelor nr. 2.314/2004, cu modificările ulterioare și Repertoriului arheologic național prevăzut de Ordonanța Guvernului nr. 43/2000 privind protecția patrimoniului arheologic și declararea unor situri arheologice ca zone de interes național, republicată, cu modificările și completările ulterioare se pot menționa următoarele monumente istorice amplasate în vecinătatea noii investiții (sursa datelor o reprezintă Serverul Cartografic pentru Patrimoniul Național Cultural (http://map.cimec.ro/Mapserver/index.html).

Pe teritoriul UAT Municipiul Bacău:

• -    Ansamblul Bisericii cu hranul “Sf. Nicolae” (BC-I-s-A-00699) tip: biserică (Epoca medievală (sf. sec. XV-mijl. sec. XIX) și necropolă (Epoca medievală (sec. XV - XVI) categorie: structură de cult/religioasă. Situl se află în centrul orașului Bacău, la nord de biserica actuală "Sf. Nicolae" și la sud de Parcul Catedralei, pe Bulevardul Unirii, nr. 2-4.

• -    Biserica cu hramul "Sf. Împărați Constantin și Elena" (BC-II-m-B-00778), categorie: structură de cult/religioasă, tip: biserică din Epoca modernă. Biserica a fost ridicată în perioada 1842-1845 și este singura ctitorie boierească din orașul Bacău. (sec. XIX), se afla pe strada Oituz nr 40

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

• -    Situl arheologic de la Sărata (23369.01). Este amplasată pe varianta ocolitoare a municipiului Bacău, între km. 2+500 - 3+070, categorie: locuire, tip: așezare (epoca neolitică, epoca bronzului, La Tene (sec. I a.Chr. - I p.Chr.)

• -    Situl arheologic de la Letea Veche - Sit 5 (20368.01) tip: așezare deschisă și necropolă, categorie: locuire și mormânt de incinerație, La Tene (sec. II-I a.Chr.) din cultura geto-dacică. Situl arheologic se află pe direcția variantei ocolitoare a municipiului Bacău, între km 8+480- 8+680. A fost identificat un mormânt de incinerare cu formă în plan circulară, cu

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118624-B1

  Revizie: 1

  Pag. 133

  
  

depunere de vase (sparte pe loc). Ambele vase descoperite prezintă urme de ardere secundară, și au fost lucrate cu roata. În partea de NE a gropii s-au surprins urme de cenușă. Sub depunerea de vase umplutura gropii prezintă urme de cărbune, pigmenți de lut ars. În apropierea depunerii de vase, peste ele, s-a identificat o zonă cu o aglomerare de pietre de râu.

• -    Situl arheologic de la Letea Veche sit 6 (20368.02), categorie: locuire, tip: așezare. Face parte din Epoca Neolitică, unde s-au descoperit fragmente ceramice, pigmenți de chirpici ars. Situl arheologic se află pe direcția variantei ocolitoare a municipiului Bacău, între Km 9+140-9+200.

• -    Situl arheologic de la Letea Veche - Sit 7 (20368.03), categorie: locuire, tip: așezare. Aparține Epocii Bronzului timpuriu, au fost identificate fragmente ceramice, osteologice, lutuitele și chirpici; în partea de sud a secțiunii a fost identificat un complex arheologic cu material datând de la sfârșitul epocii bronzului. Situl arheologic se află pe direcția variantei ocolitoare a municipiului Bacău, între Km 10+250 - 10+320.

• -    Situl arheologic de la Săucești- sit 4 (25237.01), categorie: locuire, tip: așezare. Face parte din Epoca Bronzului, La Tene (sec. II a.Chr.-II p.Chr.)Situl arheologic este amplasat pe direcția variantei ocolitoare a municipiului Bacău, între Km 15+130-15+360.

• -    Ansamblul curții domnești de la Bacău (BC-II-a-A-00757), str. 9 Mai 48, categorie: locuire civilă, tip: curte domnească, face parte din Epoca medievală (sec. XV - XVI). Ruinele vechii Curți Domnești datând din vremea lui Stefan cel Mare, păstrează vestigii ale casei (pivnițele) și ale turnului-locuință. În ansamblu se află și biserica „Adormirea Maicii Domnului” -Precista, construită de Alexandru, fiul lui Stefan cel Mare, între anii 1490-1491. Ruinele construcțiilor au fost investigate, mai apoi au fost amenajate muzeistic (1973).

• -    Biserica cu hramul "Sfântul Nicolae" de la Măgura (BC-II-m-B-00853), categorie: structură de cult/religioasă; tip: Biserică. Face parte din Epoca medievală târzie (sec. XVIII). Biserica a fost ctitorită în anul 1786, de către Xxxxxxxxx Xxxxxxxx și nepoata sa, Maria Rosetti.

În cazul în care, în cursul efectuării lucrărilor vor fi identificate materiale arheologice sau depuneri antropice nederanjate, lucrările se vor sista în perimetrul respectiv în vederea executării cercetărilor arheologice preventive.

• 4.4.3.6    Protecția biodiversității și a siturilor protejate

Activitatea care se va desfășura în amplasamentul CHP Bacău (producere energie termică, apă caldă menajeră de consum și apă fierbinte pentru încălzire), nu va afecta ecosistemele terestre sau acvatice.

Față de ariile naturale protejate la nivelul județului Bacău, platforma industrială Thermoenergy Group SA Bacău se află la următoarele distanțe:

• -    3,89 km măsurați pe direcția est până la ROSCI0434 Siretul Mijlociu;

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

• -    4,77 km măsurați pe direcția nord până la ROSPA0063 Lacurile de acumulare Buhuși -Bacău - Berești;

• -    10,8 km măsurați pe direcția nord est până la ROSPA0138 Piatra Șoimului - Scorțeni -Gîrleni;                                                                              ’

• -    5,43 km măsurați pe direcția est până la ROSCI0351 Culmea Cucuieți.

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118624-B1

  Revizie: 1

  Pag. 134

  
  

• 4.4.3.7    Gospodărirea deșeurilor generate pe amplasament

Activitatea de gestionare a deșeurilor se va desfășura conform prevederilor din OUG nr. 92/2021 privind regimul deșeurilor. Toate deșeurile vor fi colectate selectiv și depozitate temporar, cu respectarea prevederilor legale privind managementul deșeurilor (HG nr. 856/2002 privind evidența gestiunii deșeurilor, cu completările ulterioare) sau predate firmelor specializate în colectarea deșeurilor.

Cantitatea de deșeuri rezultată în urma lucrărilor propriu-zise de construcții-montaj va fi redusă, colectarea fiind una din sarcinile executantului, pe toată perioada existenței șantierului. Vor mai rezulta deșeuri reprezentând în principal materialele folosite ca ambalaje ale echipamentelor aduse pe șantier pentru lucrările de montaj. Și în acest caz, decizia privind valorificarea sau depozitarea finală în depozite conforme a materialelor rezultate ca deșeuri din și pentru lucrările de construcții-montaj, va aparține beneficiarului. Acestea se vor colecta selectiv și vor fi depozitate temporar în spații special amenajate de către executant, conform ghidurilor de specialitate în vigoare.

Deșeurile apărute vor fi depozitate în zone clar marcate și semnalizate, pe platforme special amenajate, iar containerele pentru depozitare vor fi inscripționate. Se va urmări cu atenție să nu se depășească capacitatea de depozitare a containerelor. De aici vor fi preluate ulterior și evacuate de către o firmă specializată și autorizată, de comun acord cu autoritățile locale și de mediu.

Deșeurile metalice rezultate se vor depozita temporar în incinta organizării de șantier, până când vor fi preluate ca deșeuri industriale reciclabile (fier vechi), de către firme autorizate.

În instalațiile ce urmează a fi realizate, nu va exista azbest ca material izolant sau alte materiale de construcții cu conținut de azbest.

Deșeuri din funcționare. În timpul exploatării instalațiilor se va ține evidența deșeurilor produse, conform H.G. nr. 856/2002, avându-se în vedere tipul deșeului, codul acestuia, cantitatea produsă, modul de colectare, stocare, valorificare/transport și eliminare finală.

Se consideră faptul că majoritatea deșeurilor rezultate ca urmare a lucrărilor de investiții atât pe perioada de construcții - montaj, cât și pe perioada funcționării aparțin categoriei 17 - Deșeuri din construcții și demolări. Tipurile de deșeuri codificate conform HG 856/2002 care pot fi generate și modul de gestionare a acestora, sunt prezentate centralizat în tabelul următor:

În tabelul următor este prezentată o listă generală orientativă a posibilelor deșeuri care pot fi generate în timpul perioadei de construire -montaj și în timpul funcționării noii centrale.

Tabel 4-3 Tipuri de deșeuri posibil a fi generate în construire și funcționare și modul de gestionare al acestora

Denumire deșeu	Cod deșeu	Gestionare deșeu
Fier, fontă, oțel	17 04 05	Colectat separat și valorificat prin firme autorizate în limita posibilităților de recuperare
Deșeu cauciuc	17 06 04	Colectat separat și valorificat/ eliminat prin firme specializate la depozit de deșeuri nepericuloase
Deșeuri textile	20 01 11	Colectat separat și valorificat prin firme autorizate în limita posibilităților de recuperare
Cabluri	17.04.11	Colectat separat și valorificare prin firme specializate
Becuri, tuburi fluorescente	20 01 21	Colectat separat și valorificat prin firme autorizate în limita posibilităților de recuperare
Plastic/ PET-uri/ PVC	20 01 39	Colectat separat și valorificat prin firme autorizate în limita posibilităților de recuperare
Carton/ Hârtie	20 01 01	Colectat separat și valorificat prin firme autorizate în limita posibilităților de recuperare
Ulei uzat	12 01 07	Colectat separat și valorificat prin firme autorizate în limita posibilităților de recuperare
Absorbanți, mat. filtrante	15 02 02	Colectare separată și eliminare prin firme specializate
Deșeuri menajere	20 03 01	Colectare separată, depozitare temporară și eliminare prin firme specializate la depozit de deșeuri nepericuloase

• 4.4.4    Impactul obiectivului de investiției raportat la contextul natural și antropic în care acesta se integrează, după caz

Lucrările aferente noii investiții se vor executa numai în incinta platformei Thermoenergy Group SA Bacău, amplasament industrial, numai în zonele prevăzute de proiectul construcții-montaj, astfel încât se poate estima că impactul obiectivului de investiției raportat la mediul antropic în care acesta se integrează este neglijabil.

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

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

Noua instalație de cogenerare echipată cu motoare termice va furniza energie termică pentru acoperirea curbei de sarcină termică aferetă consumatorilor racordați la SACET Bacău, în interconectare cu echipamentele de cogenerare existente (ITG3 și CCGT) și, numai la nevoie, cu cazanul de apă fierbinte existent.

Toate configurațiile care vor alcătui profilul sursei în soluțiile analizate vor înlocui necesarul de energie termică de circa 24-26 MWt, în scopul înlocuirii parțiale a CAF-ului existent care, în

prezent, funcționează sub sarcina instalată datorită restricțiilor de mediu și participă la asigurarea curbei de sarcina prin producerea separată a energiei termice cu randament scăzut. .

• 4.6    Analiza energetică
  
  4.6.1    Premise de bază pentru analiză

Analiza este elaborată pe conturul investiției, ținând seama de următoarele elemente:

• -    Regimurile caracteristice de funcționare a echipamentelor pentru asigurarea necesarului de energie termică pentru SACET Bacău;

• -    Principalele performanțe tehnico-funcționale ale echipamentelor instalate;

• -    Performanțele anuale medii pe durata de viață: disponibilitate, producție de energie termică și electrică, consumuri de combustibil, eficiență globală a configurațiilor energetice, emisii de CO2, etc.

Principalele premise tehnico-funcționale avute în vedere la elaborarea analizei, sunt următoarele:

• -    Echipamentele propuse pentru echiparea noii centrale de cogenerare vor fi selectate ținând seama de tehnologiile comerciale optime aflate pe piață, astfel încât să răspundă cerințelor beneficiarului;

• -    Echipamentele care vor forma profilul sursei vor asigura prevederile legislative referitoare la eficiența energetică;

• -    Noua unitate de cogenerare trebuie să respecte Decizia de punere în aplicare (UE) 2021/2326 a Comisiei din 30.11.2021 de stabilire a concluziilor privind cele mai bune tehnici disponibile (BAT) pentru instalațiile de ardere de dimensiuni mari, în temeiul Directivei 2010/75/UE a Parlamentului European și a Consiliului;

• -    Soluțiile de echipare propuse vor permite încadrarea în valorile limită admise de reglementările UE și de normele interne privind emisiile poluante;

• -    Noua unitate de cogenerare va fi conectată la sistemul electroenergetic national.

• 4.6.2    Soluții de echipare analizate

Din punct de vedere al modului de realizare a profilului sursei, analiza va fi elaborată considerând realizarea integrală a acesteia, într-o perioadă de doi ani.

În cadrul studiului au fost analizate 2 soluții tehnice, echipate cu motoare termice, care vor funcționa în cadrul curbei de sarcină termică a SACET Bacău, împreună cu echipamentele existente de producere a energiei în cogenerare (ITG3 și CCGT). Echipamentele vor fi alese astfel încât, la funcționarea la sarcină nominală să producă în cogenerare energie termică de circa 24-26 MWt, respectiv cca. 20-22 Gcal/h, în vederea asigurării necesarului de apă fierbinte pentru încălzire și prepararea apei calde de consum și înlocuirea parțială a cazanului de apă fierbinte existent.

Soluțiile de echipare a sursei sunt descrise sintetic în tabelul de mai jos.

Tabel 4-4: Soluții de echipare a noii centrale

Soluția	Mod de echipare sursă	Total capacități instalate
Soluția 1	3 x MT ( 3 x 9,38 MWe + 3 x 7,81 MWt)	28,14 MWe + 23,44 MWt (20,14 Gcal/h)
Soluția 2	4 x MT ( 4 x 7,52 MWe + 4 x 6,37 MWt)	30,06 MWe + 25,46 MWt (21,89 Gcal/h)

Pentru fiecare soluție, echipamentele au fost astfel selectate și încărcate încât să funcționeze în condiții de eficiență maximă și de protecție a mediului ambiant.

• 4.6.3    Necesarul de energie

Necesarul orar de energie termică ce trebuie asigurat în prezent de CET Bacău, în conformitate cu informațiile puse la dispoziție pentru un an normal conform, este prezentat în tabelul următor.

Tabel 4-5: Necesarul orar de energie termică CET Bacău

Regim de funcționare	U.M.	Necesar orar energie termică
maxim iarna	MWt	88
mediu iarna	MWt	61,5
mediu vara	MWt	14

Noua sursă echipată cu motoare termice va înlocui parțial producția separată de energie termică din cazanul de apă fierbinte în regim de funcționare maxim/mediu iarnă, contribuind cu minim 23 MWt, în funcție de soluția de echipare, la acoperirea curbei de sarcina termică.

• 4.6.4    Producții anuale de energie. Consumuri de combustibil. Emisii de CO2

Cantitățile de energie electrică și termică produse și livrate anual, precum și consumurile de combustibil au fost determinate pe baza modului de încărcare a echipamentelor și premiselor descrise anterior.

În fiecare dintre soluțiile analizate, arderea combustibilului în echipamente, generează emisii de CO2. Calculul acestor emisii de CO2 se realizează în conformitate cu prevederile Anexei II a metodologiei privind monitorizarea emisiilor de ardere provenite din activitățile cuprinse în anexa I a Directivei 2003/87/CE) din Regulamentul (UE) nr. 2066/2018 al Comisiei din 19 decembrie 2018, privind monitorizarea și raportarea emisiilor de gaze cu efect de seră în temeiul Directivei 2003/87/CE a Parlamentului European și a Consiliului de modificare a Regulamentului (UE) nr. 601/2012 al Comisiei.

Performanțele energetice (energia electrică și termică produsă/livrată, consumul anual de combustibil și emisiile de CO2) în soluțiile analizate, în condițiile funcționării în regim de cogenerare, sunt prezentate în tabelul următor.

Tabel 4-6: Producții de energie și consumuri de combustibil la funcționarea în cogenerare

Date tehnice	UM	Soluția 1	Soluția 2
Energie electrică produsă	MWh/an	84.420	91.683
Energie electrică pt servicii interne	MWh/an	4.405	4.802
Energie electrică livrată	MWh/an	80.015	86.881
Energie termică produsă	MWh/an	71.760	79.239
Energie termică livrată	MWh/an	70.325	77.654
Consum combustibil	MWh/an	176.242	191.805
Emisii anuale de CO2	tCO2/an	35.594	38.737
Emisii specifice de CO2	gCO2/kWhech	230	229
Eficiența globală a unității de cogenerare	%	87,8%	88,3%

• 4.6.5    Încadrarea în prevederile legislative privind cogenerarea de înaltă eficiență

Pentru soluțiile de echipare s-a analizat încadrarea în criteriile pentru cogenerarea de înaltă eficiență, în concordanță cu legislația în vigoare:

• •    Ordinul ANRE nr 114/18.12.2013 privind aprobarea Regulamentului de calificare a producției de energie electrică în cogenerare de înaltă eficiență și de verificare și monitorizare a consumului de combustibil și a producțiilor de energie electrică și energie termică utilă, în cogenerare de înaltă eficiență

• •    Regulamentul delegat (UE) 2402/2015 al Comisiei din 12.10.2015 de revizuire a valorilor de referință armonizate ale randamentului pentru producție separată de energie electrică și termică, în aplicarea Directivei (UE) 27/2012 a Parlamentului European și a Consiliului și de abrogare a Deciziei 2011/877/UE a Comisiei

Aplicarea prevederilor documentelor menționate pun în evidență următoarele:

• •    în Soluția 1:

o Eficiența globala: 87,8%

o Economia de energie primară față de producerea separată a energiei electrice, respectiv termice: 39,6%

• •    în Soluția 2:

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

o Eficiența globala: 88,3%

o Economia de energie primară față de producerea separată a energiei electrice, respectiv termice: 39,9%.

• 4.6.6    Cheltuieli anuale de exploatare

Cheltuielile anuale de exploatare în soluțiile analizate sunt structurate după cum urmează:

Tabel 4-7: Structura cheltuielilor anuale de exploatare

CHELTUIELI ANUALE DE EXPLOATARE
1. Cheltuieli materiale
1.1. Cheltuieli materiale variabile
1.1.1	Cheltuieli cu combustibilul
1.1.2	Cheltuieli cu achiziția certificatelor de emisii de CO2
1.1.3	Alte cheltuieli variabile
1.2. Cheltuieli materiale fixe
1.2.1	Cheltuieli cu reparațiile si mentenanța
1.2.3	Alte cheltuieli fixe
1.2.4	Amortizarea investiției noi
2. Cheltuieli cu personalul

Cheltuielile cu combustibilul (gaze naturale) au fost determinate pe baza consumului anual de combustibil estimat și a prețului combustibilului care va fi prezentat în cadrul capitolului următor.

Cheltuielile cu achiziția certificatelor de emisii CO2 au fost determinate pe baza cantităților anuale de emisii generate în cadrul procesului de ardere a combustibilului și emise în atmosferă și a prețurilor de achiziție și vor fi prezentate în cadrul capitolului următor.

Alte cheltuieli variabile au fost determinate pentru fiecare soluție pe baza cantității de energie echivalentă produsă și a unui indice specific utilizat pentru profile similare

Amortizarea investiției noi a fost determinată pentru fiecare soluție în parte, pe baza metodei liniare de amortizare, fiind considerată constantă pe perioada de exploatare

Cheltuielile cu reparațiile și mentenanța au fost determinate pentru fiecare soluție în parte pe baza unor oferte indicative, prin raportare la cantitatea de energie produsă.

Alte cheltuieli fixe au fost determinate pe baza unui indice specific utilizat pentru instalații similare, aplicat la valoarea investiției noi

Cheltuielile cu personalul au fost determinate pe baza numărului de salariați necesari pentru exploatarea echipamentelor și instalațiilor în fiecare soluție și a salariului mediu anual și va fi prezentat în cadrul capitolului următor.

Evoluția cheltuielilor anuale este prezentată detaliat pentru fiecare soluție în parte, în Anexa I.

• 4.7    Analiza financiară a soluțiilor, inclusiv calcularea indicatorilor de performanță financiară: fluxul cumulat, valoarea actualizată netă, rata internă de rentabilitate; sustenabilitatea financiară

Analiza financiară a fost realizată pe conturul proiectului de investiții, pe baza metodologiei și a premiselor prezentate mai jos, pentru ambele soluții de echipare propuse, având ca obiectiv determinarea performațelor financiare la nivelul fiecăreia.

• 4.7.1    Metodologie - analiză financiară

Analiza financiară va fi elaborată pentru fiecare soluție în parte pe conturul proiectului, prin metoda cost-beneficiu, cu luarea în considerare a tehnicii actualizării.

Metodologia utilizată în dezvoltarea analizei financiare este cea a „fluxului net de numerar actualizat”, pe baza următoarelor premise metodologice:

• •    vor fi luate în considerare numai fluxurile de numerar, fiecare flux fiind înregistrat în anul în care este generat; fluxurile nemonetare, cum ar fi amortizarea și provizioanele, nu vor fi incluse în calculul indicatorilor de performanță financiară, ci numai în fluxul de venituri și cheltuieli;

• •    agregarea fluxurilor generate pe parcursul perioadei de referință, necesită utilizarea unei rate de actualizare potrivită pentru a calcula valoarea netă actualizată.

Analiza se realizează din punctul de vedere al beneficiarului (proprietarul) proiectului, având ca principal obiectiv determinarea separată a rentabilității investiției și a rentabilității capitalului propriu investit, prin calculul indicatorilor specifici de performanță financiară.

Analiza financiară cuprinde următoarele etape:

• •    Determinarea Fluxului de Venituri și Cheltuieli pe perioada de analiză;

• •    Determinarea Fluxului Financiar al investiției pe perioada de analiză

Fluxul Financiar al Investiției arată soliditatea proiectului de investiții, respectiv capacitatea veniturilor nete de a acoperi costurile de investiții, indiferent de modalitatea în care acestea sunt finanțate.

• •    Calcularea următorilor indicatori de performanță financiară a investiției:

• -    Valoarea Financiară Netă Actualizată a Investiției (VNAF/C) - arată capacitatea veniturilor nete de a susține costurile investiționale, indiferent de modul în care acestea sunt finanțate;

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

• -    Rata Internă de Rentabilitate aferentă Investiției (RIRF/C) - exprimă acel nivel al ratei dobânzii pentru care veniturile actualizate sunt egale cu cheltuielile actualizate și care face ca valoarea venitului net actualizat sa fie egală cu zero. Rata internă de rentabilitate aferentă investiției este pragul minim de rentabilitate al unui proiect, sub nivelul căruia acesta nu este eficient.

Proiectul este considerat rentabil pentru VNAF/C pozitiv și RIRF/C mai mare decât rata de actualizare luată în calcul.

Soluția optimă va fi determinată pe baza valorii maxime a indicatorilor de performanță financiară.

• 4.7.2    Costuri investiționale

Costurile de investiții (exclusiv TVA) aferente fiecărei soluții în parte, precum și durata totală de realizare a lucrărilor de investiții, sunt prezentate în tabelul următor:

Tabel 4-8 Investiții (exclusiv TVA) și durata de implementare

Specificație	U.M.	Soluția 1	Soluția 2
Total investiție	lei	178.313.750,00	188.691.520,00
Durată de realizare a lucrărilor de investiții	luni	24	24

Eșalonarea costurilor de investiții, în concordanță cu graficele orientative de realizare a investiției, este prezentată detaliat în tabelul următor:

Tabel 4-9 Eșalonarea valorilor de investiții (exclusiv TVA)

Specificație	U.M.	Anul 1	Anul 2	Total
Soluția 1	lei	53.104.531,00	125.209.219,00	178.313.750,00
Soluția 2	lei	56.883.585,00	131.807.935,00	188.691.520,00

• 4.7.3    Premise ale analizei financiare
  
  4.7.3.1    Premise tehnice

Analiza financiară a fost realizată pentru fiecare soluție, pe baza următoarelor premise tehnice:

• •    Datele tehnice estimate a se obține după realizarea lucrărilor de investiții în soluțiile analizate, sunt prezentate în tabelul următor:

Tabel 4-10: Date tehnice în soluțiile analizate

Specificație	U.M.	Soluția 1	Soluția 2
Energie electrică produsă	MWh/an	84.420	91.683
Energia electrică livrată	MWh/an	80.015	86.881
Energie termică livrată	MWh/an	70.325	77.654
Consum anual de combustibil	MWh/an	176.242	191.805
Emisii anuale de CO2	tCO2/an	35.594	38.737
Alte emisii GES echivalate în tCO2 (CH4, N2O)	tCO2/an	35	38

• •    Corespunzător numărului de emisii de CO2 generate, numărul de certificate necesar a fi achiziționate este: 1 certificat = 1 tonă emisii de CO2.

Datele tehnice pe baza cărora a fost dezvoltată analiza financiară sunt prezentate în detaliu în capitolul 4.6.

• 4.7.3.2    Premise economice

Analiza financiară va fi realizată pentru fiecare soluție, pe baza următoarelor premise economice:

• •    Unitatea monetară a analizei financiare: lei;

• •    Perioada de referință este de 25 ani pentru ambele soluții analizate, din care:

• -    2 ani perioadă de realizare a investițiilor

• -    23 ani perioadă de operare comercială;

• •    Rata financiară de actualizare este de 11,3% în termeni reali, fiind considerată egală cu valoarea estimată a costului mediu ponderat al capitalului (CMPC).

Modul de calcul al CMPC este prezentat în tabelul de mai jos:

Tabel 4-11 Calcul CMPC

Specificație	Valoare	Observații
Randament titluri de stat	6,53%	Sursa: BNR, buletin lunar martie 2022 (p.68) https://www.bnr.ro/Publicatii-periodice-204-Mobile.aspx
Risk-free rate	0,90%	Sursa: http://www.waccexpert.com/
Rata de credit a obligațiunilor de stat (risc de țară)	2,18%	Sursa: http://pages.stern.nyu.edu/~adamodar/New_ Home_Page/datafile/ctryprem.html
Cost preliminar al Capitalului	7,81%
Prima de risc pentru acțiuni (eqity market risc)	6,42%	Sursa: practică piață http://pages.stern.nyu.edu/~adamodar/New_ Home_Page/datafile/ctryprem.html
Beta	1,37	Sursa: http://www.waccexpert.com/
Primă de mărime	3,58%	Sursa: Morningstar https://corporate.morningstar.com/ib/documents/ PublishedResearch/ApplySizePremiumMetrics.pdf
Cost estimat total al Capitalului	20,19%
Rata dobânzii pentru împrumuturi pe termen lung	4,12%	Sursa: BNR, buletin lunar martie 2022 (p53) https://www.bnr.ro/Publicatii- periodice-204-Mobile.aspx
Alte costuri de administrare credite	1,00%	Sursa: Informații bancare din piață
Costul împrumutului (înainte de impozit)	5,12%
Impozit	16%	Sursa :Codul fiscal, aprilie 2021
Costul împrumutului (după impozit)	4,30%
Parte finanțare sector public -capital propriu	44%	Procentele selectate reprezintă valoarea mediană a raportului datorie/capital propriu la nivelul companiilor care activează în același sector în România
Parte finanțare sector public -împrumut bancar	56%
Cost mediu ponderat al capitalului (nominal, după impozit)	11,3%

Valoarea CMPC luată în considerare în analiză este în concordanță cu cea menționată în Decizia C(2022) 7053 a COM referitoare la aprobarea Schemei de ajutor de stat pentru sprijinirea dezvoltării de capacități de producție pe gaz, flexibile, pentru producerea de energie electrică și termică în cogenerare de înaltă eficiență (CHP) în sectorul încălzirii centralizate.

• •    În cadrul analizei sunt utilizate prețuri la valoare contabilă (nu conțin TVA sau alte taxe), fiind aceleași în soluțiile analizate;

• •    Energia electrică este valorificată pe piața de energie electrică;

• •    Au fost considerate aceleași prețuri pentru ambele soluțiile analizate. Evoluția prognozată a prețurilor utilizate în analiză este prezentată în capitolul următor;

• •    Rata de schimb valutar a fost considerată la valoarea de 4,9141 lei/euro valabil la data de 31.10.2022.

• 4.7.4    Evoluția prețurilor utilizate în analiză

  • 4.7.4.1    Evoluția prezumată a prețului mediu de achiziționare a certificatelor de emisii CO2 În cadrul documentației de față, prețul mediu anual al certificatelor de emisii de CO2 are o evoluție crescătoare, pornind de la valoarea de 76,9 Euro/tCO2 (373,77 lei/t CO2), reprezentând valoarea medie înregistrată pe bursa EEX în ultimele 12 luni (septembrie 2021 - august 2022). Pe perioada 2023 - 2035 se consideră o creștere liniară anuală a prețului, de 2 euro/t CO2.

Grafic, evoluția prețului de achiziționare a certificatelor de emisii CO2 este următoarea:

Figura 4-1 Evoluția prețului mediu de achiziție a certificatelor de emisii de CO2

• 4.7.4.2    Evoluția prezumată a prețului combustibilului (gaze naturale)

În cadrul prezentei documentații, prețul mediu anual al combustibilului are o evoluție fluctuantă în intervalul 2022-2035, fiind menținut apoi la o valoare constantă până la sfârșitul duratei de analiză.

Evoluția prețului gazelor naturale a fost stabilită în concordanță cu următoarele elemente:

• •    S-a luat în considerare un preț inițial de 116 euro/MWh (563,82 lei/MWh) la Pci la nivelul anului 2022, conform proiecției Băncii Mondiale din aprilie 2022.

• •    Pentru perioada 2023-2035 au fost utilizați indici anuali de variație a prețului, în termeni reali, în conformitate cu proiecțiile pe termen mediu privind evoluția prețului gazelor naturale la nivel european prezentate în rapoartele “Commodity Markets Outlook -October 2021” și “Commodity Markets Outlook - April 2022” emise de Banca Mondială.

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118624-B1

  Revizie: 1

  Pag. 144

  
  

Evoluția prețului mediu al gazelor naturale (exclusiv TVA) pe întreaga perioadă de analiză, este prezentată în graficul următor:

Figura 4-2 Evoluția prețului gazelor naturale

• 4.7.4.3    Evoluția prezumată a prețului la energia electrică livrată

În cadrul documentației de față, prețul mediu anual la energia electrică livrată pe piața angro variază în intervalul 2023-2035, fiind menținut apoi la o valoare constantă până la sfârșitul duratei de analiză.

Evoluția prețului la energia electrică livrată a fost stabilită în concordanță cu următoarele elemente:

• •    S-a luat în considerare un preț inițial de 253,08 euro/MWh (1.230,09 lei/MWh) pentru anul 2022, conform mediei pe ultimele 12 luni a prețurilor pe PZU și PCCB.

• •    Pentru perioada 2023-2035, prețul energie electrice a fost escaladat cu influența prețului la gaze naturale și certificate de emisii CO2, considerând un randament de producere a energiei electrice de 50%.

Evoluția prețului la energia electrică este prezentată în figura următoare:

• 4.7.4.4    Evoluția prezumată a prețului la energia termică livrată (la limita centralei)

Evoluția prețului la energia termică livrată a fost stabilită în concordanță cu următoarele elemente:

• •    S-a pornit de la prețul aprobat pentru producerea energiei termice în CET Bacău cu funcționare pe gaze naturale, de 388,2 lei/Gcal, respectiv 333,79 lei/MWh conform HCL 349/26.11.2021.

• •    Prețul aprobat pentru CET Bacău, a fost diminuat în perioada 2023 - 2035 față de prețul aferent anului 2022 astfel încât acesta să acopere costurile de operare specifice producerii energiei termice din gaze naturale pe întreaga perioadă de operare a noii investiții, după care este considerat constant până la sfârșitul perioadei de analiză.

Evoluția prețului la energia termică livrată este prezentată în graficul următor:

• 4.7.5    Fluxul financiar al investiției în soluțiile analizate

Fluxul financiar al investiției a fost determinat, pentru fiecare soluție în parte, pe baza următoarelor elemente:

• •    Fluxul de venituri și cheltuieli

• •    Costuri de investiții totale eșalonate conform graficului de realizarea pe cei 2 ani de realizare a investiției

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

^ Soluția 1

Evoluția fluxului financiar al investiției aferent Soluției 1 este prezentată în graficul următor:

Figura 4-5 Evoluția fluxului financiar al investiției - Soluția 1

În Soluția 1, Fluxul financiar al Investiției este pozitiv pe toată perioada de exploatare. Cu alte cuvinte, sursele rezultate din activitatea operațională acoperă în totalitate cheltuielile anuale de exploatare ale noii investiții, exclusiv amortizarea investiției.

Fluxul financiar cumulat al investiției este negativ pe întreaga perioadă de exploatare, ceea ce înseamnă că excedentul rezultat din activitatea operațională a noului obiectiv de investiții nu poate asigura recuperarea valorii de investiție.

Fluxul Financiar al investiției aferent Soluției 1 este prezentat detaliat în Anexa J1.

^ Soluția 2

Evoluția fluxului financiar al investiției aferentă Soluției 2 este prezentată în figura următoare:

În cazul Soluției 2, Fluxul financiar al Investiției este pozitiv pe toată perioada de exploatare, sursele rezultate din activitatea operațională acoperind în totalitate cheltuielile anuale de exploatare a noului obiectiv de investiții.

Fluxul financiar cumulat al investiției este negativ pe întreaga perioadă de analiză, ceea ce înseamnă că excedentul rezultat din activitatea operațională a noii investiții nu poate asigura recuperarea valorii de investiție.

Fluxul Financiar al investiției aferent Soluției 2 este prezentat detaliat în Anexa J2.

• 4.7.6    Rezultatele analizei financiare a investiției

Indicatorii de performanță financiară determinați pe baza fluxului financiar al investiției prezintă următoarele valori aferente celor două soluții analizate:

Tabel 4-12 Rezultatele analizei financiare a investiției

Specificație	U.M.	Soluția 1	Soluția 2
Valoarea Financiară Netă Actualizată a investiției (VNAF/C)	lei	-160.836.211,10	-167.965.337,04
Rata de Internă Rentabilitate Financiară a investiției (RIRF/C)	%	-17,87	-15,42

În baza rezultatelor analizei financiare elaborate, se pot spune următoarele:

• •    În Soluția 2, indicatorii de performanță financiară sunt mai favorabili decât în Soluția 1.

• •    Cu toate acestea, indicatorii aferenți Soluției 2 sunt sub pragul de rentabilitate minim acceptabil (VNAF/C mai mare sau egală cu zero și RIRF/C mai mare sau egală cu rata de actualizare). Prin urmare, este justificată o intervenție de tip nerambursabil cu efect stimulativ asupra demarării și implementării proiectului.

Pentru a demonstra viabilitatea proiectului de investiții s-a elaborat analiza de sustenabilitate financiară pentru fiecare soluție analizată.

Analiza de sustenabilitate are rolul de a demonstra faptul că nu există riscul de a rămâne fără numerar pe perioada de referință stabilită și deci de a fi în imposibilitatea îndeplinirii tuturor obligațiilor financiare, acoperirii costurilor investiționale și implicit susținerii operațiunilor aferente derulării proiectului.

• 4.7.7    Sustenabilitatea financiară a proiectului în soluțiile analizate

Sustenabilitatea financiară a proiectului arată gradul de acoperire a ieșirilor de numerar din proiect prin intrările de numerar aferente proiectului.

În fiecare dintre cele două soluții analizate, intrările de numerar sunt compuse din:

• •    Venituri anuale de exploatare, respectiv venituri din vânzarea energiei electrice și termice;

• •    Surse de finanțare a investițiilor propuse (surse proprii).

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118624-B1

  Revizie: 1

  Pag. 148

  
  

În fiecare dintre soluțiile analizate, ieșirile de numerar sunt compuse din:

• •    Cheltuieli de exploatare (exclusiv amortizarea investiției);

• •    Costuri investiționale eșalonate pe perioada de implementare a proiectului.

Sustenabilitatea financiară a proiectului este evaluată prin verificarea fluxului net de numerar cumulat neactualizat.

Pentru ca un proiect să fie sustenabil, fluxul net de numerar cumulat trebuie să fie pozitiv în fiecare an al perioadei de referință.

Analiza de sustenabilitate financiară aferentă Soluției 1 este prezentată în graficul următor:

Din analiza datelor prezentate, se poate observa faptul că, atât în Soluția 1, cât și în Soluția 2, fluxul de numerar cumulat prezintă valori pozitive pe toată perioada de operare.

Totodată, valoarea fluxului cumulat de numerar din ultimul an al analizei aferentă soluțiilor analizate, superior valorii de investiție, arată capacitatea excedentului net rezultat din activitatea de operare de a asigura recuperarea investiției înainte de finalul perioadei de referință.

Analiza de sustenabilitate aferentă Soluției 1 este prezentată detaliat în Anexa K1.

Analiza de sustenabilitate aferentă Soluției 2 este prezentată detaliat în Anexa K2.

• 4.8 Analiza economică
  
  4.8.1    Metodologie analiză economică

Analiza economică evaluează proiectul din punctul de vedere al impactului economic la nivelul societății. Prin urmare, analiza economică este efectuată din punctul de vedere al societății în ansamblu și nu doar al proprietarului obiectivului de investiții, ca în cazul analizei financiare.

În acest sens, în cadrul analizei economice, pentru ambele variante analizate, se iau în considerare externalitățile care conduc la costuri și beneficii economice, sociale și de mediu ce nu au fost considerate în analiza financiară deoarece nu generează cheltuieli sau venituri monetare.

Punctul de plecare în analiza economică este analiza financiară a investiției (realizată din surse proprii ale beneficiarului), mai exact fluxul financiar al investiției care va fi ajustat cu două tipuri de corecții care se vor reflecta în fluxul economic de numerar obținut, și anume:

• •    Corecții fiscale și conversia prețurilor

• •    Integrarea (monetizarea) externalităților

De asemenea, la determinarea fluxului economic de numerar vor fi luate în considerare toate costurile, indiferent de sursele de finanțare.

Analiza economică cuprinde următoarele etape:

• •    Determinarea Fluxului de Venituri și Cheltuieli (FVC) pe perioada de analiză

• •    Determinarea indicatorilor de performanță economică:

• -    Valoare Netă Actualizată Economică (VNAE)

• -    Rata Internă de Rentabilitate Economică (RIRE)

• -    Raportul beneficii/costuri (B/C-E).

Fluxul de venituri și cheltuieli exprimă soldul anual al veniturilor și cheltuielilor pe perioada de analiză considerată. Fluxul de venituri și de cheltuieli (FVC) constă într-o eșalonare pe întraga durată de analiză, a costurilor și veniturilor previzionate cu evidențierea veniturilor anuale nete. FVC ține seama de evoluția în timp a valorilor prin mecanismul actualizării, punând în evidență pe ansamblul duratei de analiză efectele totale ale activității.

Valoarea Netă Actualizată (VNAE) este definită ca diferența dintre beneficiile și costurile sociale totale actualizate, exprimând excedentul cumulat actualizat al FVC pe durata de analiză. Rata Internă de Rentabilitate (RIRE) exprimă acea rată de actualizare la care venitul net actualizat al proiectului este egal cu zero, respectiv veniturile actualizate sunt egale cu cheltuielile actualizate.

Raportul beneficii-cost (B/C-E) exprimă măsura în care costurile totale actualizate pot fi acoperite din veniturile totale actualizate.

Necesitatea analizei economice rezidă din faptul că este nevoie de un instrument de măsura a impactului economic, social și de mediu al proiectului.

Astfel, indicatorii de performanță economică pozitivi ai proiectului (flux economic cumulat pozitiv, VNAE>0) pun în evidență faptul că proiectul are un impact relevant prin beneficiile economice, sociale și de mediu substanțiale induse, respectiv prin reducerea emisiilor de CO2, SO2 și pulberi în zona de influență a proiectului.

Analiza economică astfel elaborată se înscrie în conceptul întâlnit din ce în ce mai des în sectorul bancar, și anume „sustainable finance”, conducând spre o finanțare responsabilă a proiectelor.

Potrivit International Finance Corporation, una dintre cele mai importante instituții ale World Bank Group, acest concept definește acea activitate de finanțare care ia în considerare atât aspecte financiare, cât și aspecte sociale sau de protecția mediului în politicile de management al riscului de finanțare.

• 4.8.2 Premise analiză economică

Analiza economică a fost realizată pentru fiecare soluție în parte, pe baza următoarelor premise economice generale:

• •    Analiza economică va fi elaborată în lei, pe conturul proiectului de investiții;

• •    Rata socială de actualizare este de 5%, conform recomandărilor COM din Ghidul ACB al UE (2014);

• •    În cadrul analizei economice sunt analizate costurile sociale, respectiv beneficiile sociale, prin efectuarea următoarelor tipuri de corecții:

• -    Corecții fiscale

• -    Conversia prețurilor

• -    Integrarea (monetizarea) externalităților.

• • Perioada de referință este de 25 ani, din care 2 ani implementare și 23 ani perioadă de operare comercială.

• 4.8.3 Analiza costurilor sociale
  
  4.8.3.1    Corecții fiscale

În cadrul analizei economice, prețurile utilizate pentru „ieșirile de numerar” sunt considerate astfel:

• •    nu includ TVA sau alte impozite indirecte

• •    includ impozitele directe

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

• •    salariile se consideră a fi corectate fiscal; factorul de corecție pentru salarii este de 63,23% și rezultă din deducerea taxelor sociale aferente acestora.

• 4.8.3.2    Conversia prețurilor

Odată ce corecțiile fiscale sunt luate în considerare, este necesar să se asigure utilizarea în analiza economică a prețurilor care reflectă în mod corespunzător valoarea economică a

resurselor avute în vedere. Astfel, costurile financiare vor fi transformate în costuri economice prin multiplicarea cu factorul de conversie corespunzător.

• •    Distorsionarea prețului produsului/serviciului

În ambele soluții, prețurile ieșirilor utilizate în analiza economică nu sunt distorsionate de piață, factorul de conversie fiind considerat 1.

• •    Distorsionarea salariilor

În ambele soluții analizate, personalul necesar pentru exploatarea investiției este reprezentat de forță de muncă adecvat calificată.

Având în vedere că piața forței de muncă adecvat calificată nu este distorsionată (oferta nu este mai mare decât cererea), salariul reflectă costul de oportunitate pentru economie.

• 4.8.3.3    Integrarea externalităților: costuri externe, monetare și non-monetare incluzând aspecte de mediu

În cadrul analizei economice, pentru estimarea valorică a costurilor externe care nu au fost luate în considerare în cadrul analizei financiare, au fost analizate următoarele aspecte:

• • Costuri externe sociale, care ar putea fi constituite de pierderea de producție agricolă datorată utilizării diferite a terenului:

• - în prezentul proiect, nu este cazul unor astfel de costuri sociale, deoarece nu sunt utilizate noi terenuri pentru dezvoltarea proiectului

• • Costuri rezultate din impactul asupra mediului:

• - Deoarece implementarea proiectului are ca scop reducerea impactului asupra mediului, nu se estimează costuri sociale rezultate din impactul asupra mediului.

• 4.8.4    Analiza beneficiilor sociale
  
  4.8.4.1    Integrarea externalităților: beneficii externe, monetare și non-monetare incluzând aspecte de mediu

În cadrul analizei economice, se iau în considerare externalități care conduc la beneficii economice, sociale și de mediu care nu au fost considerate în cadrul analizei financiare, pentru că nu generează venituri sau cheltuieli la nivelul proiectului.

Astfel au fost identificate următoarele efecte economice cuantificabile monetar rezultate în urma implementării lucrărilor de investiții propuse:

• • beneficii de mediu datorate reducerii emisiilor poluante.

• 4.8.4.2    Cuantificarea beneficiilor de mediu

Beneficiile de mediu datorate reducerii emisiilor de CO2 rezultate în urma implementării obiectivului de investiții, au fost determinate pentru fiecare soluție în parte, considerând că noua unitate de cogenerare va înlocui producția de energie electrică echivalentă pe bază de cărbune. Reducerile anuale de emisii de CO2 obținute ca urmare a implementării investiției au fost determinate pe baza consumurilor de combustibili și a emisiilor specifice de CO2.

Emisiile specifice de CO2 pentru fiecare dintre cei doi combustibili în baza cărora au fost calculate reducerile de emisii, sunt următoarele:

• •    Emisie specifică CO2 - cărbune             0,364 tCO2/MWh (101 tCO2/TJ)

• •    Emisie specifică de CO₂ - gaze naturale     0,202 tCO₂/MWh

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118624-B1

  Revizie: 1

  Pag. 152

  
  

Factorii de emisie utilizați pentru determinarea cantităților anuale de emisii de CO2 sunt în concordanță cu Regulamentul (UE) nr. 2066/2018 al Comisiei din 19 decembrie 2018, privind monitorizarea și raportarea emisiilor de gaze cu efect de seră în temeiul Directivei 2003/87/CE a Parlamentului European și a Consiliului de modificare a Regulamentului (UE) nr. 601/2012 al Comisiei.

Astfel, se estimează o reducere globală de emisii de CO2 de circa 52110,64 tone CO2/an (Soluția 1) și 56513,06 tone CO2 (Soluția 2), comparativ cu emisiile de CO2 rezultate din funcționarea pe cărbune pentru producerea acelorași cantități de energie electrică, respectiv termică.

Prețul umbră al CO2 a fost considerat în conformitate cu Economic appraisal vademecum 20212027 (https://ec.europa.eu/regional_policiy/en/information/publications/guides/2021/economic-appraisal-vademecum-2021-2027-general-principles-and-sector-applications).

De asemenea, s-au avut în vedere și emisiile de SO2 și pulberi aferente producției de energie electrică.

• 4.8.5    Fluxul economic

Fluxul economic a fost determinat pentru fiecare soluție analizată pe baza următoarelor elemente:

• Beneficii de mediu rezultate în urma implementării investiției

• Cheltuieli de exploatare (exclusiv amortizare)

• Costuri investiționale

Figura 4-9 Evoluția fluxului economic - Soluția 1

Din graficul de mai sus, se observă faptul că, în Soluția 1, fluxul economic net înregistrează valori anuale pozitive începând cu anul 5 de operare comercială, iar fluxul economic cumulat devine pozitiv începând cu anul 15 al analizei, respectiv în anul 13 de operare comercială.

Analiza economică precum și fluxul de numerar aferent acesteia pentru Soluția 1, sunt prezentate detaliat în Anexa L1.

Pe perioada de analiză considerată, evoluția fluxului economic pentru Soluția 2 este prezentată în graficul de mai jos:

Figura 4-10 Evoluția fluxului economic - Soluția 2

Din graficul de mai sus, se observă faptul că, în Soluția 2, fluxul economic net, înregistrează valori anuale pozitive începând cu anul 5 de operare comercială, iar fluxul economic cumulat devine pozitiv începând cu anul 15 al analizei, respectiv în anul 13 de operare comercială.

Analiza economică precum și fluxul de numerar aferent acesteia pentru Soluția 2, sunt prezentate detaliat în Anexa L2.

• 4.8.6    Rezultatele analizei economice

Indicatorii de performanță economică determinați pe baza fluxului economic prezintă următoarele valori pentru ambele soluții analizate:

Tabel 4-13 Rezultatele analizei economice

Specificație	U.M.	Soluția 1	Soluția 2
Valoare Netă Actualizată Economică (VNAE)	mii lei	656.861.625,11	705.577.377,60
Rata Internă de Rentabilitate Economică (RIRE)	%	11,14	11,22
Raportul beneficii-cost (B/C-E)	-	1,352	1,354

Analizând valorile indicatorilor prezentați mai sus, se constată că proiectul este rentabil din punct de vedere economic (VNAE >0, RIRE > decât rata de actualizare socială luată în calcul, respectiv 5% și B/C-E este supraunitar), având un impact relevant prin beneficiile economice, sociale și de mediu substanțiale induse, atât în zona de influență a noii centrale, cât și la nivel global.

• 4.9 Evaluarea riscurilor
  
  4.9.1    Analiza de senzitivitate

Având în vedere rezultatele analizei financiare și ale analizei economice, analiza de senzitivitate va fi realizată pentru ambele soluții analizate în prezentul studiu.

• 4.9.1.1    Metodologie analiză de senzitivitate

În cadrul analizei de senzitivitate este determinat modul de variație al indicatorilor de eficiență financiară VNA și RIR (financiar din punct de vedere al investiției și economic) la modificarea diferiților parametri utilizați ca date de intrare în analiză.

Analiza de senzitivitate duce la identificarea variabilelor critice prin evaluarea impactului potențial pe care acestea îl pot avea asupra indicatorilor de profitabilitate ai proiectului.

Variabilele critice sunt acei parametrii pentru care o variație de ±1% determină o variație de minim ±1% a VNAF/C, respectiv VNAE.

Analiza de senzitivitate constă în:

• • Identificarea variabilelor critice ale proiectului, prin:

• o modificarea următorului set de variabile:

• -    valoarea de investiție

• -    prețul combustibilului

o calcularea valorii indicatorilor de performanță financiară;

• • Determinarea pragurilor de rentabilitate aferente indicatorilor de performanță financiară și economică luați în considerare.

Modificarea setului de variabile se va face pe rând, în condițiile păstrării celorlalte date de intrare prezentate în premise, neschimbate.

• 4.9.1.2 Analiza de senzitivitate la variația valorii de investiție

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

Influența variației valorii de investiție asupra indicatorilor de performanță financiară și economică pentru Soluția 1, este prezentată în tabelul următor:

Soluția 1

Tabel 4-14 Influența variației investiției asupra indicatorilor de performanță financiară și economică

• - Soluția 1 -

  Specificație	Situația de bază	Variația valorii de investiție
  		- 10%	-5%	- 1%	+ 1%	+ 5%	+ 10%
  Investiție (lei)	178313750	160482375	169398063	176530613	180096888	187229438	196145125
  VNAF/C (lei)	-160836211	-142860486	-151848349	-159038639	-162633784	-169824074	-178811936
  RIRF/C (%)	-17,87	-16,96	-17,42	-17,78	-17,95	-18,30	-18,72
  VNAE (lei)	656861625	640909919	648885772	655266455	658456796	664837478	672813331
  RIRE (%)	11,14	11,71	11,42	11,20	11,09	10,88	10,62

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118624-B1

  Revizie: 1

  Pag. 155

  
  

Evoluția indicatorilor VNAF/C și VNAE determinată de variația valorii de investiție pentru Soluția 1, este prezentată în graficul de mai jos:

Evoluția VNAF/C și VNAE determinata de variația valorii de investiție Soluția 1

800,000,000

700,000,000 600,000,000

500,000,000

400,000,000

300,000,000

200,000,000

100,000,000

o

100,000,000

-200,000,000

300,000,000

Figura 4-11 Evoluția VNAF/C și VNAE în funcție de variația valorii de investiție - Soluția 1

Evoluția indicatorilor RIRF/C și RIRE determinată de variația valorii de investiție, este prezentată în graficul de mai jos:

Evoluția RIRF/C și RIRE determinată de variația valorii de investiție Soluția 1

Figura 4-12 Evoluția RIRF/C și RIRE în funcție de variația valorii de investiție - Soluția 1

În baza rezultatelor obținute în Soluția 1, se pot spune următoarele:

• O variație cu ±1% a valorii de investiție generează o modificare de ± 1,12% a VNAF/C și de ±0,24% a VNAE, comparativ cu situația de bază

• •    Parametrul “valoarea de investiție“ este parametru critic pentru VNAF/C.

Pragul de rentabilitate a proiectului este atins astfel:

• •    VNAF/C = 0 la o scădere a valorii de investiție cu 89%% comparativ cu situația de bază, respectiv 18.769.097 lei.

Soluția 2

Tabel 4-15 Influența variației investiției asupra indicatorilor de performanță financiară și economică - Soluția 2 -

Specificație	Situația de bază	Variația valorii de investiție
		- 10%	-5%	- 1%	+ 1%	+ 5%	+ 10%
Investiție (lei)	188691520	169822368	179256944	186804605	190578435	198126096	207560672
VNAF/C (lei)	-167965337	-148943434	-158454386	-166063147	-169867527	-177476289	-186987240
RIRF/C (%)	-15,42	-14,61	-15,02	-15,34	-15,49	-15,79	-16,15
VNAE (lei)	705577378	688697290	697137334	703889369	707265386	714017421	722457465
RIRE (%)	11,22	11,79	11,50	11,28	11,17	10,96	10,71

Evoluția indicatorilor VNAF/C și VNAE determinată de variația valorii de investiție pentru Soluția 2, este prezentată în graficul de mai jos:

Evoluția VNAF/C și VNAE determinată de variația valorii de investiție

Soluția 2

800,000,000

600,000,000

400,000,000

J 200,000,000

0

-200,000,000

-400,000,000

—•—VNAF/C	-148943434	-158454386	-166063147	-167965337	-169867527	-177476289	-186987240
--VNAE	688697290	697137334	703889369	705577378	707265386	714017421	722457465

Figura 4-13 Evoluția VNAF/C și VNAE în funcție de variația valorii de investiție - Soluția 2

Evoluția indicatorilor RIRF/C și RIRE determinată de variația valorii de investiție, este prezentată în graficul de mai jos:

În baza rezultatelor obținute, se pot spune următoarele:

• •    O variație cu ±1% a valorii de investiție generează o modificare de ± 1,13% a VNAF/C și de ±0,24% a VNAE, comparativ cu situația de bază

• •    Parametrul “valoarea de investiție“ este parametru critic pentru VNAF/C

Pragul de rentabilitate pentru Soluția 2 a proiectului este atins astfel:

• •    VNAF/C = 0 la o scădere a valorii de investiție cu 88% comparativ cu situația de bază, respectiv 22.074.990 lei.

• 4.9.1.3 Analiza de sensibilitate la variația prețului la combustibil (gaze naturale)

Influența variației prețului combustibilului (gaze naturale) asupra indicatorilor de performanță financiară și economică este prezentată în tabelul de mai jos:

Soluția 1

Evoluția indicatorilor VNAF/C și VNAE determinată de variația cantității de energie electrică livrată pentru Soluția 1, este prezentată în graficul următor:

Evoluția VNAF/C și VNAE determinată de variația prețului la combustibil gaze naturale - Soluția 1

Evoluția indicatorilor RIRF/C și RIRE determinată de variația prețului gazelor naturale, este prezentată în graficul de mai jos:

În baza rezultatelor obținute pentru Soluția 1, se pot spune următoarele:

• •    O variație cu ±1% a prețului gazelor naturale, generează o modificare de ± 1,94% a VNAF/C și de ±0,73% a VNAE, comparativ cu situația de bază

• •    Parametrul “preț combustibil“ este parametru critic pentru VNAF/C.

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

Pragul de rentabilitate a proiectului este atins astfel:

• •    VNAF/C = 0 la o scădere a prețului gazelor naturale cu 52% comparativ cu situația de bază;

• •    VNAE = 0 la o creștere a prețului gazelor naturale cu circa 137%.

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118624-B1

  Revizie: 1

  Pag. 159

  
  

Soluția 2

Tabel 4-17: Influența prețului la combustibil (gaze naturale) asupra indicatorilor de performanță financiară și economică - Soluția 2

Specificație	Situația de bază	Variația prețului gazelor naturale
		- 10%	-5%	- 1%	+ 1%	+ 5%	+ 10%
VNAF/C (lei)	-167965337	-134076777	-151021057	-164576481	-171354193	-184909617	-201853897
RIRF/C (%)	-15,42	-4,23	-7,87	-12,98	-20,49	-	-
VNAE (lei)	705577378	757819378	731698378	710801578	700353178	679456377	653335377
RIRE (%)	11,22	12,27	11,74	11,33	11,12	10,71	10,22

Evoluția indicatorilor VNAF/C și VNAE determinată de variația prețului gazelor naturale pentru

Soluția 2, este prezentată în graficul de mai jos:

Evoluția VNAF/C și VNAE determinată de variația prețului la combustibil gaze naturale - Soluția 2

Figura 4-17 Evoluția VNAF/C și VNAE în funcție de variația prețului la gazele naturale - Soluția 2

Evoluția indicatorilor RIRF/C și RIRE determinată de variația prețului la combustibil, este prezentată în graficul de mai jos:

În baza rezultatelor obținute, se pot spune următoarele:

• •    O variație cu ±1% a prețului la combustibil generează o modificare de ± 2,02% a VNAF/C și de ±0,74% a VNAE, comparativ cu situația de bază

• •    Parametrul “preț combustibil“ este parametru critic pentru VNAF/C.

Pragul de rentabilitate a proiectului este atins astfel:

• •    VNAF/C = 0 la o scădere a prețului gazelor naturale cu 50% comparativ cu situația de bază.

• •    VNAE = 0 la o creștere a prețului la combustibil cu circa 135% comparativ cu situația de bază

• 4.9.1.4 Rezultatele analizei de senzitivitate

În cadrul analizei de senzitivitate au fost determinate variabilele critice prin evaluarea impactului potențial pe care acestea îl pot avea asupra indicatorilor de profitabilitate financiară (VNAF/C) și economică (VNAE) ai proiectului.

În acest sens a fost analizată evoluția indicatorilor de eficiență financiară la modificarea următoarelor variabile:

• •    valoarea de investiție;

• •    prețul combustibilului (gaze naturale).

Soluția 1

În figura de mai jos este prezentată evoluția VNAF/C pentru Soluția 1, determinată de variația parametrilor menționați mai sus:

În figura următoare este prezentată evoluția VNAE pentru Soluția 1, determinată de variația parametrilor menționați anterior:

Variabilele critice identificate în cadrul analizei de senzitivitate pentru Soluția 1 sunt prezentate în tabelul următor:

Tabel 4-18: Determinarea variabilelor critice - Soluția 1

Variabilă	Elasticitate VNAF/C	Variabilă critică	Elasticitate VNAE	Variabilă critică
Valoare de investiție	+1,12%	da	+0,24%	nu
Preț combustibil (gaze naturale)	+1,94%	da	+0,73%	nu

Soluția 2

În figura de mai jos este prezentată evoluția VNAF/C pentru Soluția 2, determinată de variația parametrilor menționați mai sus:

În figura următoare este prezentată evoluția VNAE pentru Soluția 2, determinată de variația parametrilor menționați anterior:

Variabilele critice identificate în cadrul analizei de senzitivitate pentru Soluția 2 sunt prezentate în tabelul următor:

Tabel 4-19: Determinarea variabilelor critice - Soluția 2

Variabilă	Elasticitate VNAF/C	Variabilă critică	Elasticitate VNAE	Variabilă critică
Valoare de investiție	+1,13%	da	+0,24%	nu
Preț combustibil (gaze naturale)	+2,02%	da	+0,74%	nu

Analiza de senzitivitate arată că la nivelul analizei financiare a investiției, variabila cu cel mai pronunțat impact este prețul gazelor natural, urmat de valoarea de investiție. Aceste variabile reprezintă parametri critici pentru analiza financiară a investiției.

Tot în cadrul analizei de senzitivitate au fost determinate și pragurile de rentabilitate aferente variabilelor menționate mai sus. Pragul de rentabilitate reprezintă modificarea procentuală care ar trebui aplicată unei variabile astfel încât VNA să fie egal cu 0, iar proiectul să se situeze sub nivelul minim de profitabilitate acceptat.

Pragurile de rentabilitate determinate în cadrul analizei de senzitivitate pentru Soluția 1, sunt prezentate în tabelul următor:

Pragurile de rentabilitate determinate în cadrul analizei de senzitivitate pentru Soluția 2, sunt prezentate în tabelul următor:

Tabel 4-21: Determinarea pragurilor de retabilitate - Soluția 2

Variabilă	Variație la prag de rentabilitate		Valoare comutare
Valoare de investiție (lei)	Scădere maximă înainte ca VNAF/C să fie egal cu 0	88%	22074990
Preț gaze naturale (lei/MWh)	Scădere maximă înainte ca VNAF/C să fie egal cu 0	50%	287,51

_*

*         *

Valorile pragurilor de rentabilitate permit formularea unor aprecieri referitoare la riscurile cu care se poate confrunta proiectul, la oportunitatea aplicării unor acțiuni de prevenție și/sau tratare a acestora.

În ceea ce privește influența variabilelor critice asupra indicatorilor de performanță financiară a proiectului, au fost înregistrate valori scăzute sau ridicate ale pragurilor de rentabilitate pentru toate variabilele critice identificate. Astfel, nivelul de risc aferent variației parametrilor menționați mai sus în sensul afectării profitabilității financiare a proiectului este moderat. Totodată, în analiza riscurilor vor fi incluse și evaluate și evenimentele potențiale care pot afecta în sens negativ variabilele critice ale proiectului.

• 4.9.2 Analiza de risc calitativă

Analiza calitativă a riscurilor a fost realizată pornind de la rezultatele analizei de senzitivitate și luând în considerare incertitudinile generate de elemente care nu au fost reflectate direct în analiza financiară.

• 4.9.2.1    Metodologie analiză a riscurilor

Analiza riscurilor dezvoltată în cadrul prezentului proiect, presupune parcurgerea următoarelor etape:

• •    Stabilirea contextului presupune stabilirea premiselor care stau la baza analizei riscurilor, definirea obiectivelor entității care promovează proiectul, stabilirea parametrilor externi și interni care vor fi luați în considerare în gestionarea riscului, variabilele ce vor fi luate în calcul pentru identificarea riscurilor, metoda de analiză și estimare a riscurilor precum și fundamentarea indicatorilor de performanță care vor fi utilizați pentru evaluarea riscurilor.

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

• •    Identificarea riscurilor aferente obiectivului de investiții se face pe baza variabilelor stabilite în context. Scopul acestei etape este de a genera o listă a potențialelor riscuri pe baza acelor evenimente care ar putea crea, intensifica, împiedica, degrada, accelera sau întârzia îndeplinirea obiectivelor proiectului. Este foarte importantă identificarea tuturor riscurilor, inclusiv a celor asociate cu nevalorificarea unei oportunități.

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118624-B1

  Revizie: 1

  Pag. 164

  
  

o Identificarea riscurilor poate fi condusă în sensul „cauză - efect” (la ce conduce apariția unui eveniment identificat) sau „efect - cauză” (ce rezultate sunt încurajate sau evitate și cum încercăm să le prevenim).

• •    Analiza riscului va furniza date pentru realizarea estimării riscului, precum și pentru luarea deciziilor referitoare la necesitatea de tratare sau nu a riscurilor. Analiza riscurilor se va face pe baza metodei stabilite în context și ținând cont de care dintre aceste riscuri se adaptează cel mai bine caracteristicilor proiectului și obiectivelor părților implicate în proiect. În cadrul analizei riscurilor va fi realizată atât corelarea cu analiza de senzitivitate, cât și evaluarea efectului riscurilor asupra fluxurilor de numerar ale proiectului

• •    Tratarea riscurilor implică alegerea uneia sau mai multor opțiuni pentru reducerea sau eliminarea riscurilor, în funcție de gradul de toleranță. Alegerea celei mai potrivite opțiuni de tratare a riscului implică echilibrarea costurilor și a eforturilor de implementare a acesteia, în raport cu beneficiile rezultate.

• 4.9.2.2    Stabilirea contextului
  
  Elemente luate în considerare pentru identificarea riscurilor

Pentru determinarea adecvată a riscurilor posible, se vor lua în calcul următoarele variabile:

• •    sursele riscului

• •    faza proiectului în care acesta poate surveni

• •    categoria de risc

• •    consecințele apariției riscului asupra factorilor implicați în proiect

Corelarea cu analiza de senzitivitate

Pentru fiecare risc identificat, se va face, dacă este cazul, corelarea cu analiza de senzitivitate, prin urmărirea anumitor variabile.

Efectul asupra fluxurilor financiare ale proiectului

Pentru fiecare risc identificat, se va descrie, dacă este cazul, efectul asupra fluxurilor financiare ale proiectului.

• 4.9.2.3    Identificarea și analiza riscurilor

În cadrul acestei etape sunt identificate riscurile potențiale la care va fi expus obiectivul de investiții. Această etapă are în vedere și lista principalelor riscuri specifice sectorului Energie prezentată în Regulamentul UE 2015/207.

Pentru determinarea adecvată a riscurilor posible, se iau în considerare variabilele stabilite în momentul delimitării contextului:

• •    sursele riscului: evenimente naturale sau antropice, circumstanțe

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

• •    faza proiectului în care acesta poate surveni: proiectare, proces atribuire contracte,construcție, operare;

• •    categoria de risc: tehnic, legal (de reglementare), administrativ, financiar, economic, natural, forță majoră etc;

• •    consecințele apariției riscului asupra factorilor implicați în proiect;

  Cod document: 8972/2022-2-S0118624-B1

  Revizie: 1

  Pag. 165

  
  

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

  Tabel 4-22 Riscuri identificate la nivelul proiectului

  Faza proiectului	Categoria de risc	Descrierea riscului	Efectul riscului asupra variabilelor proiectului	Efectul riscului asupra fluxurilor de numerar
  Proiectare	Risc tehnic - Studii și investigații	Studii și investigații inadecvate, cu previziuni incorecte referitoare la premisele tehnice luate în calcul	Creșterea valorii de investiție Creșterea duratei de implementare a investiției	Creșterea costurilor în prima fază a proiectului Creșterea perioadei de timp până când apar beneficiile proiectului
  	Risc financiar - Studii și investigații	Estimarea inadecvată a costurilor de investiție	Creșterea valorii de investiție	Creșterea costurilor în prima fază a proiectului
  Proces de atribuire	Risc administrativ, risc referitor la achizițiile publice - Licențe, permise și autorizații	Documentații necorespunzătoare, nedepunerea la timp sau în condiții optime a documentațiilor necesare ( ex. autorizație de construcție)	Creșterea duratei de implementare a investiției	Creșterea perioadei de timp până când apar beneficiile proiectului
  	Risc administrativ, risc referitor la achizițiile publice -Aprobarea de către beneficiar	Dificultăți apărute în procesul de aprobare a documentațiilor de către beneficiar	Creșterea duratei de implementare a investiției și amânarea punerii în funcțiune a proiectului	Creșterea perioadei de timp până când apar beneficiile proiectului
  	Risc administrativ, risc referitor la achizițiile publice - Proceduri legale de promovare	Contestații pe perioada de derulare a achizițiilor publice sau după notificarea câștigătorului	Creșterea duratei de implementare a investiției	Creșterea perioadei de timp până când apar beneficiile proiectului
  Construcție	Risc tehnic - Defecte ascunse	Posibilitatea înregistrării unor pierderi sau daune cauzate de defectele ascunse la nivelul utilajelor și echipamentelor	Creșterea duratei de implementare a investiției	Creșterea costurilor în prima fază a proiectului Creșterea perioadei de timp până când apar beneficiile proiectului
  Construcție	Risc administrativ- Licențe, permise și autorizații	Posibilitatea ca proiectul să nu se conformeze regulamentului de autorizare aplicabil, să nu fie posibilă obținerea aprobărilor necesare sau, în cazul în care acestea au fost obținute, costul de implementare să fie mai mare decât cel previzionat	Creșterea valorii de investiție Creșterea duratei de implementare a investiției	Creșterea costurilor în prima fază a proiectului Creșterea perioadei de timp până când apar beneficiile proiectului
  Construcție	Risc financiar -indisponibilitatea surselor de finanțare	Posibilitatea ca proiectul să nu primească cuantumul de finanțare nerambursabilă considerat	Creșterea cheltuielilor financiare	Creșterea costurilor în faza de realizare a proiectului

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118624-B1

  Revizie: 1

  Pag. 166

  
  

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

  Faza proiectului	Categoria de risc	Descrierea riscului	Efectul riscului asupra variabilelor proiectului	Efectul riscului asupra fluxurilor de numerar
  Construcție	Risc financiar - Costuri depășite	Posibilitatea ca actualul cost al fazei de construcție să depășească costul proiectului prevăzut în contract	Creșterea valorii de investiție Creșterea cheltuielilor financiare prin găsirea unor surse adiționale de finanțare	Creșterea costurilor în prima fază a proiectului
  Construcție	Risc tehnic - Nerespectarea graficului de implementare a proiectului	Posibilitatea înregistrării unor întârzieri în ceea ce privește implementarea obiectivului de investiții, datorate nerespectării graficului de implementare a proiectului	Creșterea duratei de implementare a investiției și amânarea punerii în funcțiune a obiectivului	Creșterea perioadei de timp până când apar beneficiile proiectului
  Construcție	Risc contractual - Situație Contractor	Dificultăți contractuale generate de situația contractorului (faliment, lipsa resurselor, lipsa personalului calificat/specializat)	Creșterea duratei de implementare a investiției și amânarea punerii în funcțiune proiectului	Creșterea perioadei de timp până când apar beneficiile proiectului
  Construcție	Risc contractual - Prevederi contractuale	Dificultăți contractuale generate de anumite prevederi din acordul de contract (ex: lipsa unor prevederi clare referitoare la termenii comerciali - prețuri și termene limită)	Creșterea duratei de implementare a investiției și amânarea punerii în funcțiune a proiectului	Creșterea perioadei de timp până când apar beneficiile proiectului
  Construcție	Forță majoră	Factori neprevăzuți pe care participanții la proiect nu îi pot controla (naturali sau antropici) și care pot afecta execuția proiectului	Creșterea valorii de investiție Creșterea duratei de implementare a investiției și amânarea punerii în funcțiune a proiectului	Creșterea costurilor în prima fază a proiectului Creșterea perioadei de timp până când apar beneficiile proiectului
  Operare	Risc operațional - Costuri de operare și mentenanță	Costuri de operare și mentenanță mai mari decât cele estimate	Creșterea costurilor de operare și mentenanță	Reducerea valorii fluxului de numerar anual Creșterea duratei de recuperare a investiției
  Operare	Risc tehnic - Defecțiuni tehnice repetate	Posibilitatea apariției unor defecțiuni tehnice repetate la nivelul infrastructurii	Sistarea temporară a serviciului de alimentare cu energie electrică și/sau termică Generarea unor costuri excepționale și creșterea costurilor totale	Scăderea valorii fluxului de numerar anual Creșterea duratei de recuperare a investiției
  Operare	Risc piață - Cerere	Cererea de energie electrică	Scăderea vânzărilor de energie și	Scăderea valorii fluxului de

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118624-B1

  Revizie: 1

  Pag. 167

  Faza proiectului	Categoria de risc	Descrierea riscului	Efectul riscului asupra variabilelor proiectului	Efectul riscului asupra fluxurilor de numerar
  		și/sau termică este mai mică decât cea estimată	implicit a veniturilor	numerar anual
  Operare	Risc financiar - creșterea costului unitar de producție	Creșterea costului unitar de producție ca urmare a creșterii prețului combustibilului	Scăderea marjei de profit unitar sau înregistrarea de pierderi	Scăderea valorii fluxului de numerar anual Creșterea duratei de recuperare a investiției
  Operare	Forță majoră	Factori neprevăzuți pe care participanții la proiect nu îi pot controla (naturali sau antropici) și care pot afecta activitățile proiectului	Creștere costuri O&M Scăderea cantității de energie livrată	Scăderea valorii fluxului de numerar anual Creșterea duratei de recuperare a investiției
  Operare	Risc politic	Posibilitatea oricărei acțiuni a Autorității guvernamentale ce ar putea afecta nefavorabil activitatea companiei	Sistarea temporară a activității Creșterea costurilor	Scăderea valorii fluxului de numerar anual Creșterea duratei de recuperare a investiției

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  
  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118624-B1

  Revizie: 1

  Pag. 168

  
  

• 4.9.2.4    Măsuri de tratare a riscurilor

Măsurile care duc la prevenția și/sau atenuarea riscurilor, pot include următoarele elemente:

• •    Evitarea riscului

• •    Menținerea riscului la un nivel minim, sau transformarea unui risc de nivel mare/mediu, într-unul de nivel mai redus

• •    Reducerea frecvenței de manifestare

• •    Reducerea impactului asupra companiei

• •    Partajarea riscului cu altă organizație.

În cazul proiectului de față, se vor aplica cu precădere tehnicile de atenuare a riscurilor, dar și cele de prevenție cumulată cu atenuarea riscurilor, având ca scop transformarea riscului inițial într-un risc rezidual de nivel redus și moderat.

Planul de tratare a riscurilor este prezentat în tabelul următor:

Faza proiectului	Categoria de risc	Descrierea riscului	Măsuri de prevenție și/sau atenuare
		participanții la proiect nu îi pot controla (naturali sau antropici) și care pot afecta activitățile proiectului	care pot fi asigurate sau remediate prin alte mecanisme mai adecvate. Celelalte riscuri din categoria forței majore (cele care nu pot fi asigurate) vor fi asumate prin negociere de către părțile implicate.
Operare	Risc politic	Posibilitatea oricărei acțiuni a autorităților guvernamentale / locale, ce ar putea afecta nefavorabil activitatea companiei	Monitorizarea și prevenirea apariției unor astfel de acțiuni

• 5 SOLUȚIA TEHNICO-ECONOMICĂ RECOMANDATĂ

• 5.1    Comparația soluțiilor propuse, din punct de vedere tehnic, economic, financiar, al sustenabilității și riscurilor

În cadrul prezentului studiu, au fost analizate două soluții pentru realizarea unei noi centrale de cogenerare cu funcționare pe gaze naturale, precum și evidențierea efectelor economico-financiare ale acestei investiții.

Soluțiile analizate au fost următoarele:

Tabel 5-1: Soluții de echipare ale noii centrale

Soluția	Mod de echipare sursă	Total capacități instalate
Soluția 1	3 x MT ( 3 x 9,38 MWe + 3 x 7,81 MWt)	28,14 MWe + 23,44 MWt (20,14 Gcal/h)
Soluția 2	4 x MT ( 4 x 7,52 MWe + 4 x 6,37 MWt)	30,06 MWe + 25,46 MWt (21,89 Gcal/h)

În tabelul următor sunt prezentate comparativ principalele elemente tehnice și financiare pentru scenariile analizate:

Tabel 5-2: Costuri investiționale pentru cele două soluții analizate

Specificație	Valoare (lei fără TVA)
Soluția 1 - total investiție	178.313.750,00
Soluția 2 - total investiție	188.691.520,00

Durata totală de execuție a lucrărilor de implementare a investiției este de 24 de luni pentru ambele soluții analizate.

Date tehnice	UM	Soluția 1	Soluția 2
Emisii specifice de CO2	gCO2/kWhech	230	229
Eficiența globală a unității de cogenerare	%	87,8	88,3
Elemente financiare
Total investiție excluisv TVA	lei	178.313.750,00	188.691.520,00
VNAF/C	lei	-160.836.211,10	-167.965.337,04
RIRF/C	%	-17,87	-15,42

În baza elementelor prezentate, se pot spune următoarele:

• -    Din punct de vedere tehnic, Soluția 2 prezintă o eficiență globală mai bună decât Soluția 1, ceea ce conduce la consum de energie primară mai mic pe unitatea de energie finală și, implicit, la emisii specifice de CO2 mai mici decât în Soluția 1.

• -    Emisiile specifice de CO2 în Soluția 2 sunt mai mici decât în Soluția 1 și se încadrează sub valoarea de 250 g CO2/kWhech considerată ca valoare maxim acceptabilă pentru un proiect de cogenerare pentru a fi eligibil la finațare nerambursabilă.

• -    Din punc de vedere financiar, RIRF/C este mai puțin defavorabil în Soluția 2 decât în Soluția 1.

În cadrul analizei economice, pe baza fluxului economic s-au obținut următoarele rezultate aferente soluțiilor analizate analizate:

Tabel 5-4 Rezultatele analizei economice

Specificație	U.M.	Soluția 1	Soluția 2
Valoare Netă Actualizată Economică (VNAE)	mii lei	656.861.625,11	705.577.377,60
Rata Internă de Rentabilitate Economică (RIRE)	%	11,14	11,22
Raportul beneficii-cost (B/C-E)	-	1,352	1,354

Analizând valorile indicatorilor prezentați mai sus, se constată că proiectul este rentabil din punct de vedere economic în ambele soluții (VNAE >0, RIRE > decât rata de actualizare socială luată în calcul, respectiv 5% și B/C-E este supraunitar), având un impact relevant prin beneficii economice, sociale și de mediu substanțiale induse, respectiv reducerea emisiilor de CO2 și SO2 și pulberi în zona de influență a CET Bacău.

Din punct de vedere al analizei economice, Soluția 2 înregistrează indicatori economici mai buni comparativ cu Soluția 1.

Din punct de vedere al sustenabilității, analiza comparativă pune în evidență faptul că în ambele soluții analizate, fluxul de numerar cumulat este pozitiv pe perioada de analiză, ceea ce arată că ambele variante sunt sustenabile.

• 5.2    Selectarea și justificarea opțiunii optime recomandate

În baza elementelor prezentate comparative prezentate în capitolul 5.1, se concluzionează că Soluția 2 - realizarea unei instalații de cogenerare cu 4 motoare termice de câte 7,52 MWe și 6,37 MWt este soluția optimă pentru asigurarea energiei termice necesare pentru acoperirea bazei curbei de sarcină termică aferetă consumatorilor racordați la SACET Bacău și înlocuirea parțială a producerii separate a energiei termice din cazanul de apă fierbinte (CAF) existent.

• 5.3    Descrierea soluției optime recomandată

Amplasamentul propus este situat în intravilanul municipiului Bacău, în incinta Thermoenergy Group SA Bacău - denumită CET 1 Chimiei, str. Chimiei nr. 6, Bacău, în vecinatatea amplasamentului grupului de cogenerare cu turbina cu gaze de 14 MWe (ITG3) și zona stației de pompe bagger care a fost dezafectată.

Terenul pe care se propune realizarea investitiei este un teren care a trecut în proprietatea UAT Bacău în baza Deciziei nr. 91/2022, pronunțată de Curtea de Apel Târgu Mureș.

• 5.3.1    Instalații tehnologice termomecanice

În acest capitol sunt prezentate principalele echipamente și instalații tehnologice termomecanice ale noilor grupuri de cogenerare și caracteristicile acestora. Lista echipamentelor principale este prezentată în Anexa D2.

De asemenea, fluxul și procesul de funcționare al grupurilor de cogenerare sunt prezentate în Schema tehnologică. Soluția 2.

• 5.3.1.1    Grup de cogenerare cu motor termic - 4 bucăți: MT1, MT2, MT3, MT4

Noua sursă de producere de energie termică și electrică va cuprinde 4 module de cogenerare, echipate cu motoare termice fiecare de putere electrică cca. 7,7 MWe și cu posibilitatea de producere a unei puteri termice de cca. 6,5 MWt.

Cele patru module de cogenerare vor fi montate într-o clădire nouă și vor fi dotate cu instalație proprie de recuperare a căldurii din circuitele de răcire și din gazele de ardere pentru asigurarea necesarului de energie termică sub formă de apă fierbinte pentru prepararea agentului primar de termoficare.

Grupul de cogenerare va fi dotat cu toate auxiliarele proprii pe parte electrică (dulap de protecție, sincronizare, reglaj turație etc)

Motoarele vor utiliza combustibil gaz natural respectînd condițiile tehnice și de calitate conform SR 3317: 2015.

Din datele primite de la furnizorii de echipamente acestea sunt pregătite să funcționeze cu amestec gaze naturale cu H2 în proporție de 20% (Hydrogen-ready 20%).

Grupurile de cogenerare sunt folosite pentru producerea simultană de energie electrică si termică și vor functiona în baza curbei de sarcină termică.

Caracteristici tehnice pentru un ansamblu motor termic (modul cogenerare):

• Număr:	4 bucăți
• Putere electrică instalată:	cca. 7,7 MWe
• Putere termică maximă:	cca. 6,5 MWt
• Tensiune / frecvență generator electric:	6,3 kV / 50 Hz
Putere nominală (cos0=O,9):	cca. 9400 kVA
• Combustibil:	gaze naturale
• Consum specific gaze naturale • Consum de gaze naturale:	8400 kJ/kWh cca. 1600 Nm3/h
• Gaze arse, debit masic:	cca. 43600 kg/h
• Temperatură circuit apă tur motor • Temperatură circuit apă retur motor • Eficiența electrică	95 °C 75 °C. cca. 48%

Ansamblul motor-generator este alcătuit din următoarele componente și instalații termonecanice principale:

• •    grup cogenerare - modul cadru motor cu gaze naturale și generator electric;

• •    sisteme mecanice auxiliare;

• •    sistem de răcire motor: circuite temperatură înaltă și scăzută cu schimbătoare de căldură (răcitoare), pompe etc;

• •    sistem de recuperarea căldurii din gazele de ardere;

• •  sistem de lubrifiere motor (pompă principală, pompă amorsare, răcitor etc);

• •  sistem de admise aer de ardere cu electroventilator, filtre și atenuator de zgomot

• •    instalația de alimentare cu gaze naturale;

• •    instalație de răcire fără producere de energie termică cu radiator electric aer-apă;

• •    sistem evacuare gaze de ardere (eșapament) și conducte de legătură intre subansamble;

• •    sistem de aer comprimat (electrocompresor, rezervoare, uscător aer);

• •    instalația de umplere și adaos agent răcire motoare (apă cu glicol);

Motoarele se vor amplasa intr-o clădire P+1E cu dimensiunile interax LxWxHint= 32x25x14 m. Fiecare modul de motor va fi amplasat la parter într-o travee compartimentată de dimensiuni interax LxW=8x21m.

Compartimentul motor conține și următoarele sisteme principale:

• •    sistem intern recuperare căldură motor LT și HT

• •    sistem de pompare, filtrare, răcire ulei lubrifiant motor

• •    sistem alimentare cu gaze naturale

• •    sistem aer comprimat 30 bar / 7 bar

Fiecare compartiment motor va fi prevăzut cu pod rulant de 2 tf, deschidere cca. 6m.

Clădirea sălii motoarelor va avea un corp comun care va conține sistemul de evacuare a căldurii în circuitul de termoficare: schimbător de căldură cu plăci, pompe circulație apă cu glicol, sistem adaos glicol etc)

Aerul de ardere se introduce în fiecare compartiment motor prin intermediul unităților de admisie aer compuse din ventilatoare, filtre, sistem de încălzire cu apă glicolată pe perioada iernii etc. Acestea se vor amplasa deasupra corpului comun al instalației de termoficare. Aerul este evacuat natural din compartimentul motor pe acoperișul clădirii prin intermediul unor canale.

Răcirea motorului se realizează în circuit închis cu apă dedurizată în amestec cu glicol prin intermediul unui schimbător de căldură cu apa termoficare, tip constructiv cu plăci. După răcirea motorului, același circuit închis de răcire, recuperează și căldura gazelor de ardere prin schimbătoare de căldură gaze arse-apă.

La etaj, deasupra fiecărui compartiment motor, se va amplasa sistemul de evacuare gaze de ardere aferent acestuia compus din canale de gaze prevăzute cu convertoare catalitice SCR (reducere catalitică selectivă), atenuator de zgomot, răcitoare de gaze arse cu by-pass (2 buc.), ventilator purjare canale, modul analizor gaze (comun), dar și echipamente anexe ca vase de expansiune (2 x cca. 300 litri/ motor).

Gazele de ardere se vor evacua în câte un coș de fum susținut pe structură metalică, cu diametrul interior de 1,4m și H=30m. Acesta va fi prevăzut cu platforme și scări verticale pentru acces la instrumentație.

Pentru asigurarea răcirii unor circuite ale motoarelor (treapta a Il-a intercooler), dar și în situația în care nu funcționează răcirea acestora prin intermediul apei de termoficare căldura produsă neputând fi evacuată, fiecare modul de cogenerare este echipat cu două răcitoare electrice apă-aer de urgență. În acest caz motoarele vor putea produce doar energie electrică. Aceste radiatoare se vor monta la exterior, adiacent clădirii motoarelor, pe o platformă betonată. Legătura circuitelor de la sala motoarelor la radiatoare se va face prin intermediul unei estacade de conducte

Grupurile de cogenerare sunt echipate cu o stație locală de preparare apă dedurizată pentru adaosul în circuitele de răcire. Aceasta se va amplasa la etajul clădirii principale.

Drenajele rezultate din modulele de cogenerare precum și apa de spălare sunt trimise în sistemul de canalizare.

• 5.3.1.2    Instalații termomecanice anexe comune modulelor de cogenerare
  
  5.3.1.2.1    Clădire corp auxiliar

Adiacent clădirii sălii grupurilor de cogenerare se va construi un corp de clădire auxiliar construcție P + 1E dimensiuni interax L x l xH=25 x 8 x 9 m unde se vor amplasa stația de pompe de termoficare, stația electrică și camera de comandă.

• 5.3.1.2.2    Gospodăria de ulei

Sistemul de ungere cu ulei al motoarelor este prevăzut cu o gospodărie de ulei care îndeplinește următoarele servicii:

• •    stocarea și adaosul de ulei nou în circuitele de ulei de ungere ale motoarelor

• •    evacuarea și stocarea uleiului uzat

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

Echipamentele din dotare sunt rezervoare de stocare după cum urmează:

• •  rezervor comun de ulei nou (V=cca. 25 m³)

• •  rezervor comun de ulei uzat (V=cca. 20 m³)

Soluția constructivă a rezervoarelor va fi cu pereți dubli pentru evitarea deversărilor accidentale.

Gospodăria de ulei este amplasată la exterior în zona coșurilor de fum

• 5.3.1.2.3    Stația de aer comprimat

Pentru pornirea și funcționarea ansamblurilor motoare termice este necesară o stație de aer comprimat care va produce aer de pornire (30 bar), aer instrumental și de serviciu (7 bar). Aceasta este compusă din electrocompresoare cu piston de 30 bar, 2 bucăți, cca. 70 Nm³/h, rezervoare aer 2 bucăți cca. 3 m³ și 2 m³, uscător de aer cu refrigerare, reductoare presiune 30/7 bar etc.

Aerul instrumental pentru comanda armăturilor pneumatice va avea presiunea de 7 bar.

Pentru fucționarea celor 4 grupuri de cogenerare se vor instala două stații de aer comprimat amplasate în câte un compartiment motor din cadrul clădirii sălii motoarelor termice.

• 5.3.1.2.4    Sistemul umplere și adaos circuit închis agent răcire motoare

Pentru a se evita depunerile pe suprafețe schimbătoarelor de căldură din limita grupurilor de cogenerare, sistemul de apă de răcire al acestora în circuit închis se realizează cu apă dedurizată în amestec cu glicol.

Pentru umplerea și adaosul în acest circuit s-a prevăzut un rezervor de stocare comun de apă cu glicol de volum cca. 3 m³ echipat cu sistemul aferent de pompare și transport prin conducte

Sistemul umplere și adaos circuit închis agent răcire motoare se va amplasa în interiorul sălii motoarelor, adiacent stației de evacuare căldură în circuitul de termoficare.

• 5.3.1.3    Coș de fum și canale de gaze de ardere

Gazele arse produse de fiecare dintre cele 3 module de cogenerare cu motoare termice vor fi evacuate individual prin câte un coș de fum metalic, după ce vor trece prin echipamentele sistemului de evacuare gaze arse prezentate anterior.

Coșurile metalice vor fi ancorate de peretele clădirii.

Caracteristici coș de fum:

• •    înălțime:                  30 m

• •    diametru la vârf:          1,4 m

Accesoriile coșului de fum sunt:

• •    scară de acces;

• •    platformă metalică;

• •    gură de observare;

• •    sistem de colectare a condensului și racord de evacuare al acestuia.

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

Motoarele termice se vor racorda la coșurile de fum prin intermediul unor canale metalice de gaze arse care vor fi prevăzute cu atenuatoare de zgomot, compensatoare de dilatare, clapeți etc. Canalele de gaze arse sunt confecții metalice realizate din tablă, rigidizată cu profile laminate.

Atât coșurile de fum (pe toată înălțimea lor) cât și canalele de gaze arse se vor izola termic la exterior. Noxele rezultate din procesul de ardere vor respecta, valorile impuse de reglementările în vigoare privind protecția mediului.

Coșurile de fum vor fi prevăzute cu punct de prelevare probe pentru monitorizarea emisiilor poluante cu aparat portabil.

• 5.3.1.4    Sistemul de încălzire al apei de termoficare

Sistemul de incălzire al apei de termoficare va funcționa prin asigurarea necesarului de energie termică din modulele de cogenerare la o capacitate totală de cca. 26 MWt care se va realiza în schimbătoarele de căldură apă cu glicol - apă termoficare.

Vehicularea agentului termic în sistemul de termoficare se face cu trei pompe de termoficare cu debit cca. 650m3/h fiecare. Acestea funcționează în regim de 3 x 50% (două în funcțiune și una în rezervă).

Pentru menținerea unei presiuni constante în rețea, pompele se vor dota cu convertizoare de frecvență, asigurându-se astfel funcționarea pompelor cu debit variabil, conform graficului de reglare în termoficare.

Pompele de circulație apă de termoficare ale noii unități de cogenerare vor fi racordate la colectorul circuitului de retur DN1000 în aval de stația de pompare existentă treapta I, funcționând în serie cu aceasta. Pompele noi vor fi prevăzute cu un circuit de by-pass pentru cazul în care se va funcționa cu sistemul de pompare treapta I existent prin noua unitate de cogenerare.

Stația de pompe de termoficare se va amplasa într-o cameră din clădirea instalații anexe adiacentă clădirii motoarelor și va fi prevăzută cu instalație fixă de ridicat tip grindă mobilă (2tf) deschidere cca. 7m, pentru asigurarea mentenanței echipamentelor.

Modul de racordare a acestor echipamente în instalație e prezentat în schema tehnologică.

• 5.3.1.5    Sistemul de alimentare cu combustibil gazos

Profilul de echipare al noii centrale de cogenerare va fi alcătuit din motoare termice de cca. 7,7 MWe, 4 bucăți, cu un consum de gaze naturale de cca. 1600 Nm³/h fiecare, la sarcina maximă

În vecinătatea Thermoenergy Group SA este prevăzută o stație de reglare-măsurare-predare (SRMP), PN40. Principalele caracteristici tehnice ale acesteia sunt:

• •    instalație de reglare și măsurare;

• •    parametri: - debit maxim: 23500 Smc/h

- presiune minimă/maximă aval: 5/6bar

Racordul de gaze naturale pentru alimentarea noilor unități de cogenerare se va face în conducta de distribuție cu dimensiuni DN250, în amonte de racordul de alimentare la cazanul apă caldă model LOOS existent.

Conducta nouă de gaze naturale care va alimenta noile aparate de utilizare (motoare termice) va fi montată suprateran și va fi dotată la punctul de racord cu conducta de distribuție existentă cu următoarele:

• •    contor de debit general,

• •    manometre

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118624-B1

  Revizie: 1

  Pag. 180

  
  

• •    goliri și aerisiri

• •    sistem de filtrare cu by-pass

• •    robinete de siguranță,

• •    robinete de izolare/separare.

Contorul de debit de gaz va fi un contor inteligent, de clasă 1 cu eroare de măsură sub ±1% prevăzut cu display local și data logger pentru stocarea valorilor măsurate, cu ieșire 4-20mA și ieșire serială (RS485 MODBUS), care va fi integrat în DCS.

Fiecare consumator de gaze naturale trebuie să fie contorizat individual, cu contor inteligent (inclus în furnitura consumatorului), care va fi integrat în DCS.

Rețelele de conducte de alimentare a motoarelor din interiorul incintelor vor face parte din furnitura de echipament specifică.

Întrucât presiunea minimă a gazelor naturale cerută de motoare poate fi de 6 bar pentru cazul în care această valoare nu poate fi asigurată din rețeaua de distribuție s-au prevăzut două compresoare de gaze în funcționare 2x50%, debit 3200 Nm³/h fiecare, care vor asigura ridicarea presiunii cu 2 bar.

• 5.3.1.6    Rețele tehnologice in incintă

Echipamentele grupului de cogenerare sunt racordate prin conducte tehnologice de legătură la punctele de interfață ale sistemelor aflate la limita de proiect după cum urmează:

• •    Conductele de termoficare - se vor racorda la punctele de interfață de pe magistralele tur și retur.

Acestea se vor poza suprateran pe o estacadă nouă, fiind prevăzute cu armături de secționare, de reglare și cu robineți pentru goliri și aerisiri.

Compensarea dilatărilor termice se va face prin lire de dilatare și din configurația traseelor. Noile circuite se vor izola și proteja termic.

Toate conductele se vor monta cu panta de minim 2 %>, în punctele de cotă maximă fiind prevăzute cu circuite de aerisire (inclusiv robineți), iar in punctele de cotă minimă se vor monta circuite de golire.

• •    Conducta de alimentare cu gaze naturale a grupurilor de cogenerare se va racorda la punctul de interfață și va face legătura la consumatori (motoare termice) conform cap. 3.3.2.1.5.

• 5.3.1.7    Izolații termice

Toate echipamentele, precum și anexele acestora, se vor izola termic în conformitate cu soluțiile furnizorilor de echipament.

Elementele de instalație (conducte, armături, etc.) se vor izola termic în scopul limitării pierderilor de căldură ale fluidului din instalație în mediul ambiant, respectării parametrilor de funcționare a instalațiilor și încadrării temperaturii la suprafața izolației în limitele admise de normele de securitate în muncă, împotriva înghețului.

• 5.3.2    Instalații tehnologice electrice
  
  5.3.2.1    Funcțiuni și cerințe

Instalațiile tehnologice electrice prevăzute vor asigura încadrarea generatoarelor motoarelor termice în rețeaua electrică a zonei.

Instalațiile electrice aferente centralei de cogenerare cuprinde următoarele sisteme funcționale electrice:

• -    Sistemul de evacuare al puterii produsă de generatoarele motoarelor termice;

• -    Sistemul de racordare al generatoarelor motoarelor termice;

• -    Sistemul de alimentare al consumatorilor serviciilor proprii;

• -    Sistemul curentului continuu de 220 V;

• -    Sistemul de comandă, protecție, semnalizare, metering;

• -    Sistemul gospodăriei de cabluri electrice și instalației de legare la pământ.

• 5.3.2.2    Descrierea schemei electrice
  
  5.3.2.2.1    Considerații generale

În principiu, instalația tehnologică electrică a centralei de cogenerare este prezentata în planul cod 8972/2022-2-D0102275-E0, iar în Anexa E2 se poate gasi Lista de echipamente aferente instalațiilor tehnologice electrice. Caracteristicile echipamentelor din schema monofilară de principiu sunt orientative.

Racordul la SEN al centralei de cogenerare se face la tensiunea de 110 kV, în stația interioară existenta în incinta Thermoenergy.

Schema realizează evacuarea în SEN a puterii produse și asigură și alimentarea consumatorilor de servicii proprii și utilități din incinta centralei de cogenerare.

Centrala de cogenerare va fi constituită dintr-o insulă de putere echipată cu patru motoare termice în cogenerare, cu o putere electrică instalată totală de 8,35 x 4 = 33,4 MVA.

Puterea produsă de generatoarele electrice la tensiunea de 6,3 kV este evacuată în stația electrică interioară (de tip AIS), prin transformatoare de putere ridicătoare la tensiunea de 110 kV.

Din stația electrică interioară de 110 kV, puterea produsă de insula de putere este evacuată în SEN prin două linii aeriene 110 kV în stația 110 kV Bacău Sud.

• 5.3.2.2.2    Sistemul de evacuare a puterii produsă de generatoarele electrice în SEN

Principiul sistemului de evacuare a puterii generatoarelor prezentat în schemă este, de fapt, o schemă cu bare colectoare la tensiunea generatoarelor (PE113-95 art.3.2.2.).

Pentru generatoarele noii centrale de cogenerare sunt prevăzute două căi de evacuare a energiei total redundante:

• -    Stație de 6,3 kV pentru racord generatoare cu două secții de bare și cuplă longitudinală;

• -    Transformatoare ridicătoare 6,3/110 kV (montate pe fundațiile fostelor 1AT si 2AT); (pentru

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118624-B1

  Revizie: 1

  Pag. 182

  
  

eliberarea fundației 1AT este necesara demontarea trafo 1AT și transport/predare în Depozit Producție Thermoenergy);

Racorduri aeriane noi spre stația 110 kV celulele 11k, respectiv 19 k; (lanțuri de izolatoare, conductoare, cleme, izolatoare de trecere exterior-interior, verificare și revopsire stâlpi și cadre portal);

• -    Celule 110 kV reabilitate cu echipamente noi în câmpul 11 k, respectiv 19 k, din stația interioară existent.

Pentru cazul indisponibilității uneia dintre căile de evacuare, energia produsă de noua centrală poate fi preluata în intregime de cealaltă cale de evacuare.

Noile echipamente vor trebui să respecte prevederile Ord.ANRE nr.72/02.08.2017 pentru aprobarea “Normei tehnice privind cerințele tehnice de racordare la rețelele electricede interes public Pentru grupurile generatoare sincrone”, cu modificările și completările ulterioare prin Ordinul ANRE nr.214/19.12.2018.

Grupurile generatoare (motor termic + generator) trebuie să fie capabile să insularizeze pe sevicii interne (să se deconecteze de la sistem/rețea și să rămână în funcțiune,urmând ca la revenirea stabilității să se reconecteze la sistem/rețea) la defecte sau anomalii în SEN.

La constituirea instalațiilor electrice se vor utiliza echipamente moderne, fiabile care respectă: -reglementarile, prescripțiile și normativele aplicabile acceptate ANRE;

• -    recomandările standardelor IEC din grupele aplicabile produselor și serviciilor avute în vedere;

• -    recomandările standardelor românești (de regulă în concordanță cu normele IEC asociate);

Terminalele numerice de comandă control și protecție utilizate atât la 6kV cât și la110kV să dețină și funcția cod ANSI 25 [control al sincronismului/lipsa tensiunii la anclanșare]

Toate echipamentele de protectii, comandă, semnalizări, comunicații vor avea asigurată compatibilitatea electromagnetică;

Pentru situația în care centrala hibridă nu funcționează o perioadă îndelungată, se va asigura alimentarea secției de bare 6 kV -centrala hibridă din stația de 6,3 kV OMB unde se va monta o celula nouă de 6,3 kV, dimensionată și echipată corespunzător.

Calea de curent a circuitelor de evacuare a puterii de la barele colectoare ale generatoarelor la transformatoarele ridicatoare este realizat în cabluri electrice.

• 5.3.2.2.3    Sistemul de alimentare a serviciilor proprii

Alimentarea serviciilor proprii se realizează (conform schemei) prin transformatoare de servicii proprii MT/JT, racordate la barele colectoare ale generatoarelor.

Alimentarea consumatorilor de servicii proprii de joasa tensiune (0,4 kV) se realizează prin stația de servicii proprii de joasă tensiune alimentată prin transformatoarele de servicii proprii medie tensiune/joasă tensiune (0,4 kV).

Stația de servicii proprii de joasă tensiune 0,4 kV este cu două secții de bare, cu cuplă longitudinală și instalație de AAR.

• 5.3.2.2.4    Sistemul curentului continuu de 220V și tensiune neîntreruptibilă 400 V, 50Hz

Pentru insula de putere este prevazută o stație de producere și distribuție a curentului continuu de 220V și tensiune neîntreruptibilă 400 V, 50 Hz constituită din:

• -    baterie de acumulatoare: 220 V;

• -    redresoare:              400 Vca/220 Vcc;

• -    invertoare:              220 Vcc/400 V, 50 Hz;

• -    tablou de distribuție:    220 Vcc cu două secții de bare legate prin cuple longitudinale;

• -    tablou distribuție:       3 x 400 V + PEN,100 A;

• 5.3.2.2.5    Sistemul de comandă, protecție, semnalizare, metering

Conducerea operativă a centralei va fi de tip centralizat .

Instalațiile de comandă, protecție, semnalizare și metering ale centralei vor fi amplasate în panouri și dulapuri amplasate în camera de comandă a centralei.

Motoarele termice/generatoarele au dulapuri pentru alimentarea serviciilor proprii și pentru comanda-control, sincronizare, protecție și metering, dulapuri care fac parte din furnitură.

Parte din funcțiunile de conducere operativă a instalațiilor tehnologice electrice, independent de conducerea proceselor termomecanice (componente/dulapuri separate), vor fi realizate de instalația DCS prevazută pe partea de automatizare.

Instalațiile de protecție, monitorizare și comandă (dulapurile) pentru transformatoarele de putere 6,3/110 kV vor fi amplasate în camera de comandă tehnologică central (dispecerat).

Se va realiza implementarea în SCADA electric (independent de SCADA termomecanic) a instalațiilor electrice noi proiectate, inclusiv pentru transformatoarele de putere 6,3/110 kV.

• 5.3.2.2.6    Sistemul gospodăriei de cabluri electrice și instalației de legare la pământ.

Gospodăria de cabluri va fi configurată în funcție de cerințele/condițiile de amplasare a surselor, centrelor de consum și necesitatea asigurării redundanței fluxurilor de cabluri care se rezervă.

Gospodaria de cabluri se va realiza în conformitate cu prevederile standardelor și prescripțiilor de cabluri în vigoare (dintre se menționează: NTE 007/08, NTE001/03, NTE002/03).

Gospodăria de cabluri va cuprinde cabluri de înaltă și medie tensiune, cu izolație din XLPE și cabluri de joasa tensiune de energie și de comanda control cu izolație din PVC .

Toate cablurile vor fi de tipul cu întârziere la propagarea flăcării.

Este prevăzută instalație de legare la pământ complexă care se va realiza cu electrozi verticali din țeavă de OL-Zn și electrozi orizontali/conductoare de legătură și ramificație din platbandă de OL-Zn.

• 5.3.3 Instalații de automatizare

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

• 5.3.3.1    Considerații generale

Pentru supravegherea, monitorizarea și controlul proceselor tehnologice și electrice la nivelul noii centrale de cogenerare se implementează un sistem distribuit de conducere (DCS).

Sistemul DCS aferent noii investiții realizează integrarea sistemelor de automatizare, măsură și control aferente echipamentelor tehnologice noi (stație pompe termoficare, unități de cogenerare) în cadrul sistemului de conducere DCS.

Sistemul DCS este proiectat cu componente liber configurabile și programabile, cu auto-diagnoză, bazate pe microprocesoare de ultimă generație.

Sistemul de conducere este un sistem modern, cu posibilitatea dezvoltării ulterioare și îmbunătățirii performanțelor.

Sistemul de conducere este de tip redundant (la nivelul unității centrale, a serverelor și la nivelul sistemului de comunicație).

Sistemul asigură toate funcțiile de automatizare de bază:

• -    Supraveghere;

• -    Reglare în regim AUTOMAT sau MANUAL;

• -    Comandă și interblocare.

Pentru instalațiile tehnologice care au propriul sistem de conducere locală (motor termic, stația de pompare, stația electrică) sistemul DCS asigură funcția de monitorizare a parametrilor, comenzi de pornire, oprire a echipamentelor și setarea referințelor pentru buclele de reglare.

Sistemul este prevăzut cu auto-diagnoză și este capabil să comunice cu alte sisteme. Transmisia datelor se face pe rețele seriale (sisteme de bus).

Sistemul îndeplinește următoarele cerințe funcționale de bază:

• -    Achiziția și procesarea datelor;

• -    Interfața om - mașină;

• -    Stocarea de date pentru arhivare și graficele de evoluție a parametrilor (trenduri);

• -    Comunicație;

• -    Inginerie.

întregul proces este automatizat într-o structură ierarhică. Nivelele ierarhice trebuie să fie independente unele de altele.

Toate componentele sistemului de automatizare (măsurători, prelucrarea semnalului, reglarea și comanda) sunt uniforme din punct de vedere al echipamentelor, siguranței, disponibilității și funcționării. Acestea vor fi documentate într-un sistem uniform.

Fiecare grup motor generator este livrat împreună cu sistemele proprii de automatizare și control, conducerea procesului tehnologic este asigurată din camera de comandă.

Stațiile electrice, sunt conduse și monitorizate dintr-un cabinet DCS amplasat în aceeași cameră de comandă.

Stațiile electrice utilizează dulapuri cu controllere, relee de protecție, analizoare și contoare de energie care asigură managementul semnalelor de tip I/O și bus de date aferente proceselor/sistemelor electrice (celule medie tensiune, transformatoare de putere, transformatoare de servicii interne.

Instalația de automatizare asigură integrarea facilităților de supraveghere și monitorizare a ansamblului format din motoare generatoare, tablouri cu instalații și echipamente electrice, stație electrică servicii proprii, stație electrică 110 kV, sistem de măsurare și contorizare energie electrică și termică, sistem de măsurare și contorizare consum de gaze naturale pentru fiecare motor termic.

Sistemul de control aferent proceselor tehnologice din grupuri motoare generator, stații electrice aferente MT, va fi integrat cu sistemul de control DCS, utilizând o rețea inel de fibră optică.

Punctele de racord în SE 110 kV și SE 6 kV vor utiliza cabinete de protecție cu relee de protecție și analizoare / contoare de energie ce asigură managementul semnalelor de tip I/O și bus de date aferente proceselor/sistemelor electrice (celule medie și înaltă tensiune).

Tablourile locale ale acestor echipamente electrice sunt echipate cu un automat programabil / controler prevăzut cu consolă de afișare și comandă locală și asigură o interfață de comunicație adecvată cu protocol de tip Modbus TCP/IP sau IEC61850 pentru conexiunea cu sistemul DCS al noii centrale.

Aceste tablouri sunt integrate într-o rețea inel pentru asigurarea redundanței de comunicație. Rețeaua este realizată cu cabluri cu fibră optică, cu un număr de fire dublu față de cel folosit pentru realizarea efectivă a comunicațiilor între subsisteme.

Pentru comunicația între dulapul central DCS, serverele existente și dulapurile de automatizare ale obiectelor din cadrul noii arhitecturi DCS, în scopul integrării se va utiliza protocolul de comunicație Ethernet/IP. La nivel de câmp, sau pentru legături punctuale sunt utilizate protocoale de comunicație industrială specifice configurației obiectului propus, cum ar fi MODBUS, PROFIBUS, etc.

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

Comanda instalației tehnologice a noii centrale este realizată din stația de operare care va fi amplasată pe pupitrul din camera de comandă. în caz de nevoie (de exemplu în cursul probelor, reviziilor) pentru comanda instalației tehnologice se poate utiliza și dulapul propriu care este prevăzut un display touch screen pe ușa dulapului, pe care va fi realizată schema sinoptică a procesului tehnologic și schema P&lD.

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

Pe display este posibilă afișarea variabilelor din proces în mai multe formate selectabile de către operator.

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

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

Sistemul de automatizare este asigurat de un automat programabil (PLC) cu procesor, sursă de alimentare stabilizată, care va asigura alimentarea procesorului și tensiunea pentru semnalele de intrare / ieșire din câmp.

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

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

Ca principiu se va realiza o fereastră generală cu schema termomecanică a instalației, cu elementele în funcțiune și în rezervă și indicarea parametrilor măsurați pe circuite, respectiv pe utilajele în funcțiune.

Se vor realiza ferestre individuale pentru fiecare utilaj comandat, cu posibilitatea de alegere a modului de funcționare automat sau manual, respectiv setarea parametrului reglat, conform indicațiilor din proiectul partea mecanică.

Tot de pe sistemul touch screen se va afișa și alege receptorul căruia i se va confirma resetarea alarmei. Resetarea alarmei se realizează cu buton montat pe fața dulapului

• 5.3.3.2    Camera de comandă pentru centrala de cogenerare

Centrala de cogenerare este condusă de la centrul dispecer amplasat în cadrul clădirii stației electrice.

Motorul termic este echipat cu sistem propriu de comandă, control, protecție și interfață de comunicație bidirecțională cu sistemul DCS al noii centrale de cogenerare.

Stația de pompare formată din electropompe de circulație dotate cu convertizor de frecvență și stațiile electrice aferente vor fi gestionate dintr-un dulap local de comandă amplasat în cameră de comandă.

Sistemul DCS aferent CHP este destinat conducerii următoarelor instalații

• -    Motorul termic (MT) - prevăzut cu sistem de automatizare propriu (livrat în furnitură), format din panouri de control pentru motor și generator, cu PLC, module I/O și HMI si display LCD, cu controller specific de motor, cu sincronizator de rețea, cu relee de protecție generator, cu sistem excitație generator, transformatoare de măsură curent și tensiune, cu modem de monitorizare de la distanță în scop de service;

• -    Stație electrică 6/0,4 kV de MT (SE2) (6kV) pentru alimentare motoarele termice;

• -    Stație electrică 6/110 kV pentru evacuare putere grup cogenerare;

• -    Stație de pompe termoficare (SP): pompe termoficare cu convertizor de frecvență;

• -    Stație electrică 0,4kV (SE1);

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

• -    Sistem de măsurare și contorizare energie electrică și termică.

Echipamente montate în Camera de comandă CHP:

• -    Două Stații operare aferente proceselor tehnologice Centrala Cogenerare (CHP), Stație Pompe Termoficare (SP);

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118624-B1

  Revizie: 1

  Pag. 187

  
  

• -    Stație operare pentru sistemul SCADA electric (SE);

• -    Stație inginerie/arhivare;

• -    Dulap DCS cu controller redundant și extensii pemtru module I/O aferent CHP+ Stație Electrică 0,4 kV (SE2);

• -    Dulap DCS cu controller redundant și extensii pentru module I/O aferent Stație Pompe Termoficare+Stație Electrică 6 kV (SE1)+Stație 110 kV;

• -  Panou de comandă locală GENSET1 CHP, livrat în furnitură (PLC+HMI);

• -  Panou de comandă locală GENSET2 CHP, livrat în furnitură (PLC+HMI);

• -  Panou de comandă locală GENSET3 CHP, livrat în furnitură (PLC+HMI);

• -  Panou de comandă locală GENSET4 CHP, livrat în furnitură (PLC+HMI);

• -    Panou de comandă locală SP livrat în furnitură (PLC+HMI).

Echipamente montate în Camera de comandă DCS existent Obiect 4 (obiectiv aflat la cca. 600 m distanță de amplasamentul noii centrale, conexiunea între cele două sisteme DCS se va face cu fibră optică):

• -    Stație operare pentru noua centrală de cogenerare.

În Anexa F este prezentată lista de echipamente pentru instalația de automatizare.

Integrarea noii centrale în sistemul de dispecerizare existent la CET Bacău constă din următoarele activități:

• -    Integrarea datelor necesare dispecerizării noii centrale în DCS existent de tip Xxxxx-Xxxxxxx PlantPAx (Obiect 4);

• -    Integrarea datelor de la noua centrală într-un server dedicat acesteia, amplasat în camerade comandă existentă, server prevăzut cu stație de operare tip client, de la care se va efectua operarea noii centrale de cogenerare.

Arhitectura sistemului distribuit de conducere DCS este prezentată în Anexa G2 - Arhitectura sistemului de conducere - Soluția 2.

Pentru supravegherea, monitorizarea și controlul proceselor tehnologice și electrice la nivelul noii investiții se propune un sistem distribuit de conducere (DCS).

• 5.3.3.3    Cerințe privind instalațiile tehnologice de automatizare.

Toate echipamentele de automatizare, aparatura de câmp, protecțiile, PLC-urile, echipamentele de comunicație aferente CHP vor fi de tip industrial, moderne, de ultimă generatie (nu mai vechi de 12 luni).

Sistemul DCS aferent noii investiții realizează integrarea sistemelor de automatizare, măsură și control livrate în furnitura instalațiilor tehnologice din componența noii centrale de cogenerare în sistemul de conducere DCS amplasat în centrul dispecer.

Sistemul de conducere DCS include toate elementele necesare: dulapurile de automatizare aferente instalațiilor tehnologice (unitate de cogenerare, stație de pompare, stație electrică, sistem de monitorizare a emisiilor), aparatură de câmp, convertoare de comunicație, cutii de conexiuni, cabluri, materiale de montaj, aplicații software la nivel de câmp și la nivel de dispecer.

Dulapurile de automatizare livrate în furnitura instalațiilor tehnologice sunt echipate cu automat programabil (PLC), module I/O, panou de vizualizare și operare HMI, module de comunicație redundantă prin inel de fibră optică, precum și aplicațiile și licențele software necesare.

Proiectarea schemelor electrice utilizate în cadrul DCS se va face cu un software dedicat schemelor electrice care generează automat rapoarte de echipamente, conexiuni, etichete. Forma AS-BUILT a proiectului în format electronic va fi predată Beneficiarului și în format electronic editabil, pentru optimizări ulterioare.

Sunt prevăzute toate lucrările necesare de construcții și montaj respectiv toate serviciile de specialitate pentru realizarea la cheie a sistemului de control distribuit, integrat la dispecerul existent:

• -    lucrări de montaj echipamente și realizare conexiuni;

• -    lucrări de cablare, inclusiv cabluri de cupru și fibră optică, canale cabluri, estacade, suporți, treceri prin pereți, utilizare canale existente, realizare conexiuni la echipamente, etc.;

• -    servicii și lucrări de automatizare, măsură/contorizare și protecții: inginerie, proiectare, dezvoltare, analiză, testare, documentare, punere în funcțiune.

Echipamentele vor fi proiectate astfel încât să se atingă parametri de disponibilitate și performanță în regimul de funcționare respectiv și să fie îndeplinite criteriile de performanță specificate privind de regimul de funcționare și durata de viață.

Sistemele vor fi construite și instalate în mod sistematic și logic, existând posibilitatea adăugării și extinderii ulterioare. Dulapurile și cutiile vor conține cel puțin un volum de 20% de rezervă din capacitatea disponibilă.

Sistemul de conducere DCS este de tip redundant astfel încât un defect aleator apărut la echipamente, hardware sau software nu va determina niciodată un pericol pentru personal, pentru mediul înconjurător sau pentru instalație.

Pentru a facilita reparațiile și mentenanța echipamentelor și pentru a limita gama de piese de schimb, proiectarea și structurarea sistemelor va fi standardizată pentru numărul de tipuri de componente.

Vor fi respectate instrucțiunile de montaj proprii furnizorului de echipamente.

Toate echipamentele și materialele livrate precum și accesoriile lor trebuie să reziste condițiilor de mediu la care sunt supuse, fără să se deterioreze sau să se defecteze. Această condiție este valabilă pe durata transportului, descărcării, depozitării și exploatării echipamentelor.

Toate echipamentele furnizate vor fi adecvate funcționării în centrale electrice amplasate în mediul climatic din România și în condițiile meteorologice, seismice și de mediu specifice locului în care este amplasată centrala.

Principalele echipamente electronice vor fi instalate în camere cu aer condiționat. Aceste camere vor avea o presiune a aerului ușor crescută pentru a preveni pătrunderea umidității și a aerului poluat.

• 5.3.3.4    Caracteristici tehnice pentru Sistemul Distribuit de Conducere (DCS)
  
  5.3.3.4.1    Caracteristici generale pentru DCS

Sistemul distribuit de conducere (DCS) este proiectat cu componente liber configurabile și programabile, cu auto-diagnoză, bazate pe microprocesoare de ultimă generație.

Sistemul de conducere este un sistem modern, cu posibilitatea dezvoltării ulterioare și îmbunătățirii performanțelor.

Sistemul de conducere DCS este de tip redundant (la nivelul unității centrale, a serverelor și la nivelul sistemului de comunicație).

Sistemul sigură toate funcțiile de automatizare de bază:

• -    Supraveghere;

• -    Reglare în regim AUTO sau MANUAL;

• -    Comandă și interblocare.

Pentru instalațiile tehnologice care au propriul sistem de conducere locală (livrat în furnitură), DCS asigură funcția de monitorizare a parametrilor, comenzi de pornire, oprire a principalelor echipamente și setarea referințelor pentru buclele de reglare.

Sistemul este prevăzut cu auto-diagnoză și este capabil să comunice cu alte sisteme.

Transmisia datelor se face pe rețele seriale (sisteme compatibile cu rețeaua existentă).

Sistemul îndeplinește următoarele cerințe funcționale de bază:

• -    Achiziția și procesarea datelor;

• -    Interfața om - mașină;

• -    Stocarea de date pentru arhivare și graficele de evoluție a parametrilor (trenduri);

• -    Comunicație;

• -    Inginerie.

întregul proces este automatizat într-o structură ierarhică. Nivelele ierarhice sunt independente unele de altele.

Toate componentele sistemului de automatizare (măsurători, prelucrarea semnalului, reglarea și comandă) sunt uniforme din punct de vedere al echipamentelor, siguranței, disponibilității și funcționării. Acestea vor fi documentate într-un sistem uniform.

Echipamentele de automatizare sunt de înaltă calitate iar lucrările de execuție vor fi adecvate domeniului energetic și conforme cu tehnologia de lucru în centralele electrice.

Toate echipamentele livrate respectă standardele locale și europene și vor fi marcate cu simbolul “CE”. Aceste echipamente sunt ușor de reparat și întreținut și au capacitatea detectării în avans a defectelor. Numărul de echipamente și părți componente diferite va fi limitat la un maxim acceptabil în vederea uniformizării tehnologiilor utilizate.

Modificările și adăugările ulterioare la sistemul de conducere se pot executa într-o manieră simplă, în timpul funcționării. Pentru a include dezvoltări ulterioare, sistemul DCS este prevăzut cu rezervă de 20 % hardware și software.

Sistemul de conducere îndeplinește cerințele de funcționalitate utilizând componente hardware și software standard. Sistemul de conducere este structurat în mod adecvat astfel încât să permită verificări și mentenanță în timpul funcționării centralei fără să afecteze siguranța întregului sistem de conducere. Sistemul de conducere permite modificarea “on-line” a programelor pe timpul funcționării normale a centralei, fără oprirea procesului.

Funcțiile de conducere îndeplinesc următoarele cerințe de bază:

• -    funcționarea tuturor obiectelor interactive,

• -    pornirea și oprirea obiectului comandat respectă principiul SELECTEAZĂ - OPEREAZĂ -CONFIRMĂ.

Sistemul de supraveghere, ca interfață cu operatorul, va fi construit în limba română. Graficele de pe stația de operare, listele, rapoartelor și comentariile vor fi în limba română. Operatorul nu este obligat să cunoască o limbă străină.

Sistemul este prevăzut cu funcții de auto - diagnoză și auto - testare pentru fiecare componentă a sistemului. La defectarea unei componente, se generează alarme către sistemul de conducere.

Sistemul de conducere DCS este reprezentat într-o reprezentare grafică (mimic display) în care se poate observa starea tuturor echipamentelor care îl compun precum și starea rețelei de comunicație. Setarea și parametrizarea echipamentelor este posibilă prin intermediul acestui mimic display.

Toate componentele electronice ale sistemului sunt alimentate de la o sursă de curent neîntreruptibilă (UPS). Puterea UPS-ului și capacitatea acestuia sunt astfel calculate încât sistemul de conducere să funcționeze fără întrerupere timp de 30 de minute după dispariția tensiunii de alimentare.

Setările de protecție trebuie coordonate cu alte protecții din centrală. Toate lucrările de inginerie referitoare la interfața cu sistemele existente și noi vor fi realizate în strânsă coordonare cu Beneficiarul.

• 5.3.3.4.2    Comunicația

Specificația de procurare pentru sistemul DCS va defini sistemele externe care au interfață cu sistemul DCS. Fiecare interfață și software extern vor constitui o caracteristică standard, bine stabilită a sistemului DCS. Toate echipamentele care asigură interfețe externe vor utiliza protocoale standard și vor fi izolate din punct de vedere electric de sistemele externe. Interfețele vor fi dimensionate să utilizeze maximum 70% din capacitatea totală.

• 5.3.3.4.3    Funcțiile sistemului de conducere DCS

Sistemul de conducere DCS asigură funcționarea în siguranță a principalelor echipamente tehnologice, inclusiv pornirea și oprirea automată, precum și următoarele funcții minime, dar nu se limitează numai la acestea:

• -    pornirea și oprirea, supravegherea, setarea referințelor pentru principalele echipamente tehnologice;

• -    realizarea de protecții, alarme și interblocări;

• -    supravegherea cu indicarea stării principalelor echipamente;

• -    indicarea și înregistrarea principalilor parametri;

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118624-B1

  Revizie: 1

  Pag. 191

  
  

• -    elaborarea și listarea rapoartelor privind funcționarea instalației;

• -    generarea de jurnale;

• -    stocarea datelor pe termen lung; supravegherea performanțelor de bază;

• -    gestionarea și afișarea alarmelor;

• -    afișarea trend-urilor pentru datele din proces selectate;

• -    înregistrarea și raportarea listei de evenimente.

• 5.3.3.4.4    Aparatura locală

Aparatura locală va asigura supravegherea directă (manometre, termometre, presostate, etc.) sau transmiterea la distanță (traductoare) a valorilor parametrilor tehnologici pentru a fi prelucrate de sistemul de conducere.

Aparatura este destinată să funcționeze în condiții climatice corespunzătoare zonei temperate N.

Semnalele analogice ale traductoarelor vor fi conectate la modulele de intrări analogice pentru a fi distribuite și prelucrate. Semnalele binare provin de la presostate, termostate precum și de la contacte libere de potențial sau de la alte sisteme. Acestea vor fi conectate la modulele de intrări binare.

Forma constructivă, dimensiunile de gabarit, acoperirile de protecție și marcarea trebuie să fie conform cu documentația furnizorului și vor trebui să corespundă condițiilor generale de funcționare în centrale și condițiilor particulare de utilizare (natura și parametrii fluidului/mărimi măsurate).

Aparatura de măsurare utilizată pentru combustibili și energia produsă și livrată constă din:

• •    Contor de energie produsă și livrată

• •    Contor de debit de gaz

• •    Contor de energie termică

Aparatele pentru măsurătorile tranzacționale și pentru măsurarea energiei termice conform ordinului ANRE114/2013 sunt: traductoare de debit, presiune, temperatură, contor de debit de gaz, contor de energie produsa si livrata, contor de energie termică.

• 5.3.3.4.5    Cabluri și materiale de montaj

Echipamentele de automatizare se vor monta de către firme specializate în conformitate cu normele și prescripțiile tehnologice de montare a instalației de automatizare, a cerințelor echipamentelor tehnologice și a detaliilor din proiectele de detalii de execuție.

Se vor respecta măsurile de securitate, protecția muncii și pericol de incendiu.

Cablurile de automatizare se vor poza pe trasee noi de cabluri comune cu cablurile electrice în conformitate cu NTE 007/08/00. La pozarea cablurilor se vor lua toate măsurile de protecție împotriva deteriorărilor mecanice, a radiațiilor termice, asigurându-se accesul pentru lucrările de reparație sau înlocuire.

Suporții, jgheaburile, construcțiile metalice din componența traseelor de cabluri vor fi prevăzute împotriva coroziunii.

Pentru montarea aparaturii de automatizare se vor respecta fișele tehnice de montaj pentru aparatele de măsură și indicațiile din cărțile tehnice ale echipamentelor.

• 5.3.4 Instalații pentru curenți slabi

Instalațiile pentru curenți slabi includ:

• a)    sistem de detecție și semnalizare incendiu (SDSI);

• b)    sistem de telefonie;

• c)    Sistem de supraveghere video (CCTV);

• d)    Sistem detecție și semnalizare la efracție;

• e)    Sistem de control acces;

• 5.3.4.1    Sistemul de detecție și semnalizare incendiu

Sistemul de detecție și avertizare prevăzut va permite localizarea rapidă și precisă a unei situații de incendiu, precum si afișarea stării elementelor de detecție și transmitere a alarmei.

Detectoarele de incediu vor utiliza diferite principii de operare ajungându-se astfel la un procent mare de precizie a detecției și un procent scăzut de alarme false.

Sistemul de detecție și semnalizare la incendiu (SDSI) va fi proiectat într-o arhitectură deschisă, în conformitate cu prevederile standardelor românești P 118/3-2015, I 18/1 2001 și a standardelor EN 54-2, EN 54-4, EN 54-5/7/122 pentru detecția și alarmarea rapidă a începuturilor de incendiu.

Sistemul de detecție și semnalizare la incendiu va realiza următoarele funcțiuni:

• -    detecția automată a începuturilor de incendiu prin amplasarea de detectoare automate adresabile, amplasate în spații din cadrul noilor obiective;

• -    semnalizarea manuală a incendiilor prin butoane manuale adresabile de alarmare

• -    amplasate pe căile de evacuare din cadrul obiectivelor;

• -    avertizarea acustică în caz de incendiu, prin sirene amplasate astfel încât să se asigure alarmarea tuturor persoanelor din zonă;

• -    comanda opririi instalațiilor de ventilație și climatizare, în caz de incendiu;

• -    comanda de declanșare a instalațiilor electrice, menținându-se în funcțiune numai instalațiile cu rol de siguranță la incendiu;

• -    furnizarea de contacte de comandă pentru acționarea trapelor de fum, clapetelor și voleților aferente sistemului de desfumare; deschiderea ușilor pentru compensarea aerului;

• -    transmiterea de informații sistemului de control acces, pentru deblocarea filtrelor de pe căile de evacuare în caz de incendiu confirmat;

• -    transmiterea de mesaje de alarmă prin apelatorul telefonic.

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

Sistemul va fi compus din:

• -    centrala de semnalizare incendiu, adresabilă cu bucle de detecție, amplasată în centrul de greutate al cladirii intr-un spatiu dedicat;

• -    detectoare adresabile de fum;

• -    butoane manuale adresabile de avertizare;

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118624-B1

  Revizie: 1

  Pag. 193

  
  

• -    module adresabile pentru comenzi și monitorizare echipamente;

• -    sirene de alarmare în caz de incendiu, adresabile;

• -    sirene exterioare.

Elementele de detectie și semnalizare incendiu vor fi montate pe bucle de detecție distincte, realizate pe criterii de amplasare și zonare.

• 5.3.4.2    Sistemul de telefonie

În cadrul proiectului va fi prevazut un sistem de telefonie fixă, deservit de două centrale telefonice digitale, amplasate în Camera de comandă:

• -    centrală telefonică CT1, cu rol de a asigura comunicațiile de bază din noua centrală cu o rezervare de minim 30%;

• -    centrală telefonică (extensibilă) CT2, pentru comunicație operativă în interiorul și în afara incintei.

Cele două centrale telefonice vor fi conectate prin circuite tie-line, printr-un cablu de fibră optică cu 12 fibre. Cablajul de telefonie va fi realizat cu cabluri FTP 4p si FTP 2p.

Aparatele telefonice, care urmează a fi amplasate în cadrul obiectelor tehnologice vor fi:

• -    aparate telefonice digitale cu display și consolă DSS;

• -    aparate telefonice digitale cu display;

• -    aparate telefonice digitale fără display;

• -    aparate telefonice analogice standard;

Topologia rețelei telefonice va fi stelară.

Repartitoarele telefonice locale amplasate în cadrul obiectelor tehnologice se vor conecta cu repartitorul general al centralei telefonice prin cabluri multipereche FTP20p și FTP10p.

În toate clădirile, se va prevedea câte un repartitor telefonic, în care se vor concentra cablurile de la prizele telefonice amplasate în aceste obiecte.

Toate echipamentele vor fi produse sub standardul calității ISO 9001.

• 5.3.4.3    Sistemul de supraveghere video

Sistemul de supraveghere video, va fi prevăzut pentru supravegherea instalațiilor tehnologice din interiorul și exteriorul clădirilor, precum și monitorizarea accesului în zona obiectivelor noii centrale.

Sistemul va asigura supravegherea video efectivă a obiectelor tehnologice, inclusiv a drumurilor interioare incintei.

Pentru creșterea nivelului de protecție al obiectivului se va realiza o instalație de supraveghere video care să supravegheze 24h punctele de maxim interes. Se vor amplasa camere de supraveghere video profesionale, care vor transmite imagini la monitoarele amplasate în punctele de supraveghere (camera de comandă și Dispeceratul de securitate care se va amenaja la punctul de intrare principal în noua centrală).

Sistemul va fi realizat cu un dispozitiv de inregistrare video (DVR/NVR), camere video de interior/exterior IP cu IR care vor asigura supravegherea video a spațiilor, precum și o sursa de alimentare de tip UPS, astfel încât la caderea alimentarii principale cu energie sistemul să poată funcționa conform cerințelor minimale de securitate

Sistemul video va îndeplini următoarele functionalități principale:

• -    supravegherea zonelor de acces în spațiile obiectivului protejat;

• -    supravegherea căilor de circulație;

• -    supravegherea zonelor tehnice și a instalațiilor tehnologice;

• -    arhivarea și înregistrarea imaginilor furnizate de camerele de supraveghere 24 de ore din 24 pe o perioada de minim 30 zile pentru a permite analize post-eveniment;

• -    optional integrarea cu sistemul de antiefracție, detecție incendiu și control acces pentru activarea camerei video la alarma în zona respectivă.

Realizarea rețelei de transmisie a semnalului se va realiza prin cabluri UTP/FTP cat. 5 de la cameră către echipamentul de înregistrare. Pentru camerele aflate în zona maximă de transmisie a semnalului pe UTP/FTP (90m), se va utiliza fibra optică în combinație cu mediaconvertoare FO-Ethernet.

• 5.3.4.4    Sistemul de detecție și semnalizare la efracție

Sistemul antiefractie va realiza alarmarea operativă (acustică, optică și/sau pe linie telefonică) în scopul avertizarii autorităților și a companiei de securitate în cazul tentativelor de efracție pentru aplicarea în timp util a planului de intervenție.

Sistemul de detecție și alarmare la efracție se va proiecta într-o arhitectură deschisă, în conformitate cu prevederile standardelor EN 50131- 1.

Rolul sistemului de detecție și semnalizare este acela de a detecta și semnaliza din faza incipientă orice tentativă de pătrundere frauduloasă în spațiile protejate sau de a periclita securitatea persoanelor și bunurile materiale din obiectivul protejat.

Funcțiile Sistemul de detecție și alarmare la efracție sunt:

• -    detecția încercărilor de intruziune în zonele de securitate ale obiectivului;

• -    semnalizarea operatorilor cu privire la tentativele de efracție la nivelul zonelor de securitate, cu indicarea zonei în care au avut loc acestea;

• -    posibilitatea semnalizării situațiilor de panică/urgență;

• -    transmiterea către software-ul de securitate a semnalelor de avertizare și sabotaj, oferind acestuia controlul activării și dezactivării zonelor de securitate și posibilitatea confirmării primirii semnalelor de avertizare;

• -    dezactivarea individuală a zonelor de securitate pentru permiterea accesului autorizat în zonă, prin softul care rulează pe o stație de lucru;

• -    dezactivarea individuală a zonelor de securitate în cazul în care este necesară efectuarea de lucrări care ar duce la generarea de alarme false;

• -    monitorizarea deschiderii ușilor de acces în clădiri;

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

• -    monitorizarea ușilor de acces în spațiile obiectivului;

• -    detecția pătrunderii pe căile de circulație;

• -    semnalizarea la tentativă de agresiune.

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118624-B1

  Revizie: 1

  Pag. 195

  
  

• 5.3.4.5    Sistemul de control acces

Sistemul de control acces din cadrul obiectvului va permite gestionarea accesului persoanelor și/sau automobilelor în zone/arii definite in cadrul obiectivului, ierarhizat prin intermediul unei unitati centrale capabile sa ordoneze/permita/restrictioneze fluxul de personal din cadrul obiectivului.

Funcțiile sistemului de control acces sunt:

• •    Accesul personalului autorizat numai în zonele în care are drept de acces, prin alocarea ierarhizat a drepturilor de acces;

• •    Verificarea identității personalului, monitorizarea și reglementarea fluxurilor de persoane în obiectiv;

• •    Comandarea elementelor de blocare/deblocare aferente filtrelor de acces;

• •    Anunțarea operatorilor cu privire la tentativele de pătrundere neautorizată, cu indicarea filtrului unde au loc acestea;

• •    Monitorizarea operațională și tehnică a componentelor Sistemului;

• •    Transmiterea către software-ul de management a datelor privind accesele valide și invalide, a semnalelor de alarmă și sabotaj, oferind acestuia controlul filtrelor;

• •    Obținerea de situații și rapoarte privind prezența, circulația și răspândirea personalului în zonele restricționate ale obiectivului;

• •    Dezactivarea centralizată a filtrelor de control acces în cazul apariției unor evenimente deosebite (incendii, situații de urgență).

• 5.3.5    Instalații hidrotehnice
  
  5.3.5.1    Alimentare cu apă potabilă

Sursa de apă potabilă este reprezentată de rețeaua de apă potabilă a municipiului Bacău. Alimentarea punctelor de consum se va realiza prin intermediul unui racord la rețeaua de distribuție din incinta SC Thermoenergy Group SA Bacău. Racordul se va realiza din tuburi PEID PE100 De 63 x 3,8 mm.

• 5.3.5.2    Alimentare cu apă incendiu

Apă pentru stingerea incendiului va fi asigurată de gospodăria de apă pentru stins incendiu din incinta SC Thermoenergy Group SA Bacău.

Pentru alimentarea hidranților exteriori și interiori pentru stins incendiul se vor realiza racorduri din tuburi PEID PE100 De 125 x 11,4 mm la rețeaua de incendiu din incinta SC Thermoenergy Group SA Bacău.

• 5.3.5.3    3. Rețele de canalizare

Pentru colectarea apelor uzate menajere se va realiza o rețea de canalizare din tuburi PVC-KG având diametrul De 250 x 6,2 mm, care va colecta apele și le va evacua gravitațional la rețeaua de canalizare menajeră din incinta SC Thermoenergy Group SA Bacău.

Pentru colectarea apelor pluviale se va realiza o rețea de canalizare din tuburi PVC-KG având diametrul De 315 x 7,7 mm, care va colecta apele și le va evacua gravitațional la rețeaua de canalizare pluvială din incinta SC Thermoenergy Group SA Bacău.

Apele pluviale, înainte de evacuarea în rețeaua de canalizare a incintei, vor fi preepurate într-un separator de hidrocarburi pentru a se asigura indicatorii de calitate.

Pe traseul rețelei de canalizare și la schimbările de direcție se vor realiza cămine de vizitare din beton armat acoperite cu capace carosabile.

• 5.3.6    Construcții și rezistență
  
  5.3.6.1    Lista obiectelor investiției

• •    Sala motoare

• -    Fundații;

• -    Suprastructura;

• -    Fundații motoare;

• -    Fundatii coș.

• •    Corp auxiliar

• -    Fundații;

• -    Suprastructura.

• •    Estacada principală

• -    Fundații

• -    Suprastructura.

• •    Zone anexe ulei

• -    Fundații.

• •    Platforme ventilatoare

• -    Fundații.

• •    Estacade secundare

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

• -    Fundații

• -    Suprastructura.

• •    Transformator

• -    Fundații.

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118624-B1

  Revizie: 1

  Pag. 197

  
  

• 5.3.6.2    Descrierea obiectelor investiției
  
  5.3.6.2.1    Sala motoare

Aceasta construcție adăpostește principalele echipamente ale centralei și echipamentele auxiliare ale acestora.

În clădire sunt amplasate motoarele și echipamentele anexe ale acestora.

Clădirea are o lungime totală de 32,0 m și lățime de 25,0 m interax. Înălțimea la coama construcției este de cca. 15,0 m.

Clădirea este P+E, cu placă peste parter la cota +9,00 m.

Structura de rezistență a clădirii este o structură metalică spațială alcatuită:

• -    pe direcția transversală - din cadre metalice cu stâlpi și grinzi din europrofile tip HEB;

• -    pe direcția longitudinală - cadrele sunt contravântuite cu profile metalice.

Placa peste parter este din beton armat, cu grosimea de 20 cm și sprijină pe un cofrag pierdut din tablă care sprijină, la rândul lui, pe o structură metalică.

Acoperișul clădirii este un acoperiș ușor, cu panouri tip sandwich, care sprijină pe pane metalice. La nivelul acoperișului sunt prevazute contravântuiri orizontale.

Închiderile laterale ale clădirii și învelitoarea vor fi din panouri sanwich din tablă cutată cu izolație necombustibilă din fibre minerale ca și învelitoarea. Aceste panouri vor fi susținute de grinzi de fațadă sau pane.

Placa de la cota - 0,05 este o placă de beton armat monolit, de 30 cm grosime, care leagă la partea superioară fundațiile.

În interiorul stației sunt amplasate fundațiile motoarelor.

Sistemul de fundare va fi un sistem de fundare de adâncime cu grinzi continue în forma de „T întors din beton armat” sub fiecare șir de stâlpi.

• 5.3.6.2.2    Corpul Auxiliar

Corpul Auxiliar este alăturat clădirii Sălii motoare.

Clădirea are o lungime totală de 8,0 m și lațimea de 25,0 m interax. Înalțimea la coama construcției este de cca. 9,0 m.

Clădirea este P+E cu placa peste parter la cota +5,00 m.

Structura de rezistență a clădirii este o structură metalică spațială alcatuită astfel:

• -    pe direcția transversală - din cadre metalice cu stâlpi și grinzi din europrofile tip HEB;

• -    pe direcția longitudinală - cadrele sunt contravântuite cu profile metalice.

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

Placa peste parter este din beton armat, cu grosimea de 20 cm și sprijină pe un cofrag pierdut din tablă care sprijină, la rândul lui, pe o structură metalică.

Acoperișul clădirii este un acoperiș ușor, cu panouri tip sandwich, care sprijină pe pane metalice.

La nivelul acoperișului sunt prevăzute contravântuiri orizontale.

Închiderile laterale ale clădirii și învelitoarea vor fi din panouri sandwich, din tablă cutată, cu izolație necombustibilă din fibre minerale ca învelitoarea. Aceste panouri vor fi susținute de grinzi de fațadă sau pane.

Placa de la cota -0,05 este o placă de beton armat monolit de 30 cm grosime, care leagă la partea superioară fundațiile.

In interiorul stației sunt amplasate fundațiile motoarelor.

Sistemul de fundare va fi un sistem de fundare de adâncime cu grinzi continue în forma de „T întors, din beton armat” sub fiecare șir de stâlpi.

• 5.3.6.2.3    Estacada principală pentru conducte

Estacada principală pentru conducte se realizează de-a lungul Sălii turbine și are dimensiunile:

• -    lațimea: 2000 mm;

• -    lungimea: 69 m cu 3 nivele

• -    înalțimea maximă: 9,00 m.

Suprastructura estacadelor este metalică, executată din profile laminate, cu două șiruri de stâlpi legați transversal cu grinzi ce formează cadre. Cadrele transversale sunt conectate cu grinzi longitudinale. Între grinzile longitudinale sunt amplasate grinzi secundare ce susțin suporții conductelor.

Stâlpii estacadei principale sunt susținuți de fundațiile izolate de beton armat cu talpă și cuzinet.

• 5.3.6.2.4    Estacade secundare

Estacadele secundare sunt de trei tipuri:

• - Tehnologică, pe stâlpi metalici:

• •    lățime: 1500 mm;

• •    lungime: 166 m, cu nivelul pentru conducte la cota: +5,00 m.

• -    Tehnologică, pe chituci de beton armat - 25 bucăți;

• -    De gaze naturale, pe stâlpi metalici:

• •    lățime: 1000 mm;

• •    lungime: 162 m, cu nivelul pentru conducte la cota: +5,00 m.

Suprastructura estacadelor este metalică, executată din europrofile laminate tip HEB, cu un șir de stâlpi .

Stâlpii estacadei sunt susținuți de fundații izolate de beton armat cu talpă și cuzinet.

• 5.3.6.2.5    Zone Anexele Ulei

Anexele Ulei vor fi susținute pe două radiere din beton armat, cu grosimea 50 cm. Dimensiunile în plan ale radierelor sunt 10,00 x 3,00 m, respectiv 7,00 x 3,00 m.

• 5.3.6.2.6    Platformele ventilatoare

Platformele ventilatoare vor fi susținute pe radiere din beton armat, cu grosimea de            50

cm. Dimensiunile în plan ale radierelor sunt 16,00 x 3,00 m - 8 bucăți.

• 5.3.6.2.7    Transformatorul

Se vor realiza lucrări de reabilitare ale fundației și cuvei pentru montarea noului transformator.

Lucrările de reabilitare constau din:

• -    înlocuirea căilor de rulare (șină, placuțe de prindere);

• -    curățarea suprafețelor exterioare ale grinzilor și cuvei prin hidrosablare pentru indepartarea betonului neaderent, degradat sau expulzat în urma procesului de coroziune a armăturilor;

• -    deschiderea fisurilor pe toată lungimea și în profunzime;

• -    aplicarea mortarului de reparații pentru refacere suprafață;

• -    protecția anticorozivă a betonului pe toată suprafața fundației și a cuvei.

• 5.3.6.3 Încadrarea construcțiilor în clase și categorii

• •    Clasa de importanță a construcției: II - conform P100-1/2013 "Cod de proiectare seismică-Partea I - Prevederi de proiectare pentru clădiri" corelat cu reglementarea tehnică privind "Cod de proiectare. Bazele proiectării construcțiilor", indicativ CR 0-2012.

• •    Categoria de importanță a construcției: B - conform HG nr. 766/1997, pentru aprobarea unor regulamente privind calitatea în construcții, ordinul MLPAT nr. 31/N/95 "Metodologia de stabilire a categoriei de importanță a construcțiilor" și Modelul 2 de asigurare al calității.

• •    Criteriul de verificare a exigențelor esențiale: A1 și A2 - conform HG nr. 925/1995 pentru aprobarea "Regulamentului de verificare și expertizare tehnică de calitate a proiectelor, a execuției lucrărilor și a construcțiilor" și a Legii nr. 10/1995 privind calitatea in construcțiilor.

• 5.3.7    Arhitectură
  
  5.3.7.1    Clădire motoare - corp principal
  5.3.7.1.1    Din punct de vedere funcțional:

Motoarele se vor amplasa într-o clădire P+1E cu dimensiunile interax L x W x Hint = 32 x 24 x 14 m.

• a)    Parter (H=9m) - motoare termice și anexe

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

Fiecare modul de motor va fi amplasat la parter într-o travee compartimentată de dimensiuni interax L x W = 8 x 21 m. Aerul de ardere se introduce în compartimentul motor prin intermediul a 3 ventilatoare și este evacuat natural prin canale pe acoperișul clădirii. Fiecare compartiment motor va fi prevăzut cu pod rulant de 2 t.

Clădirea sălii motoarelor va avea un corp comun necompartimentat de dimensiuni interax L x W x H = 32 x 4 x 5 m care va conține sistemul de evacuare a căldurii în circuitul de termoficare: schimbător de căldură cu plăci, pompe circulație apă glicolată, sistem adaos glicol etc. Deasupra

acestui corp comun în spațiul de cca. 4 m se vor amplasa unitățile de admisie aer compuse din ventilatoare, filtre, sistem de încălzire cu apă glicolată pe perioada iernii etc.

• b)    Etaj (cota +9,00 m, H=5 m util) - sistem evacuare gaze arse

La etaj, deasupra fiecărui compartiment motor, se va amplasa sistemul de evacuare gaze de ardere aferent acestuia compus din canale de gaze prevăzute cu SCR-uri (2 bucăți), atenuator de zgomot, răcitoare de gaze arse cu by-pass (2 bucăți), ventilator purjare canale, modul analizor gaze (comun), dar și echipamente anexe ca vase de expansiune (2 x 300 litri/ motor). Gazele de ardere se vor evacua în câte un coș de fum soluție autoportantă cu diametrul interior la vârf de 1,4 m și H = 30 m. Acesta va fi prevăzut cu platforme și scări verticale pentru acces la instrumentație.

• 5.3.7.1.2    Din punct de vedere constructiv:

Clădirea va fi de tip hală cu Ac = cca 870 m², Ad = cca 1740 m², Volum interior = cca 12180 m³. Infrastructura va fi din beton armat și suprastructură metalică.

• a)    Închideri exterioare:

• -    Perimetral, se va realiza un soclu din beton termoizolat la exterior, pe înălțimea de cca. 0,50 m; peste această cotă închiderile se vor realiza din panouri tip sandwich incombustibile cu grosimea izolației de 150 mm, montate vertical pe riglele de fațadă. Finisajul feței metalice a panourilor va fi protejat anticoroziv corespunzător clasei de corozivitate a mediului atmosferic (C3). Panourile vor avea clasa de reacție la foc C0 (A2 s1d0) și rezistența la foc minim EI = 60 minute, durabilitatea de minim 10 ani.

• -    Învelitoarea se va realiza în două ape, din panouri de acoperiș cu grosimea izolației de 150 mm, cu aceleași caracteristici ca și cele de fațadă. Panourile de acoperiș se vor monta peste panele metalice, cu cuta mare la exterior. Străpungerile prin panourile de învelitoare se vor etanșa cu membrana hidroizolantă lichidă tip Sika sau/si șorțuri din tablă zincată minim 0,5 mm grosime.

• -    Accesul pe acoperiș pentru mentenanța anuală periodică a sistemelor pluviale, a evacuărilor de gaze și a panourilor fotovoltaice (daca se vor monta) se va realiza prin scara prevăzută în corpul auxiliar. Pentru siguranța circulației pe acoperiș se va monta un sistem anticădere format din puncte de ancorare și cablu din inox.

• b)    Tinichigerie:

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

• - Preluarea apei pluviale se va realiza prin jgheaburi din tablă zincată cu diametru de 15 cm, 0,5 mm grosime și guri de scurgere prevăzute cu parafrunzare conectate la burlane exterioare din tablă zincată de 0,5 mm grosime, cu diametrul de 12,5 cm. Pentru a evita formarea gheții pe trotuare, burlanele vor fi conectate la rețeaua subterană de canalizare nou prevăzută.

• c)    Tâmplărie:

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118624-B1

  Revizie: 1

  Pag. 201

  
  

• - Accesul în hală se va realiza direct din exterior prin uși rulou din profile de aluminiu, termoizolate. Fiecare unitate va avea ușă proprie, amplasată în axul generatorului. Deasupra ușilor vor fi amplasate ferestre cu goluri fixe și mobile, cu tâmplărie din Al și geam termoizolant. Golurile de ventilație din pereții exteriori vor fi prevăzute cu rame și grile din aluminiu, cu plasă la interior.

• d)    Finisaje interioare:

• - Pardoselile se vor realiza din beton de pantă, cu întăritor de betoane pe bază de corindon pentru a obține un finisaj antiderapant, rezistent la uleiuri și trafic greu. Canalele tehnologice vor fi acoperite cu tablă striată sau dale de beton. La racordul între suprafețele verticale și pardoseală se vor realiza scafe. Soclul din beton se va tencui și vopsi cu vopsitorie epoxidică.

• e)    Finisaje exterioare:

• -    La soclu se va realiza termosistem cu izolație din polistiren extrudat, plasă din fibră de sticlă și tencuială de exterior. Între soclu și trotuar se va prevedea cordon hidroizolant. Trotuarul se va realiza din dale prefabricate prevăzute cu borduri, cu lățimea de minim 80cm și pantă spre drum de cca 3%.

• -    La ușile de acces se vor executa rampe din beton cu finisaj antiderapant, rezistent la trafic greu, racordate la drumurile de acces. Panta rampelor va fi de maxim 10%.

• -    La racordul între trotuar și platforme betonate exterioare adiacente se vor amplasa rigole carosabile.

• 5.3.7.2    Clădire motoare - corp auxiliar
  
  5.3.7.2.1    Din punct de vedere funcțional:

Construcție P + 1E, dimensiuni interax L x W x H = 25 x 8 x 9 m, separată de corpul principal printr-un rost de cca 10 cm. Acesta va conține:

• a)    Parter (H = 5 m)

• -    Camera pompe termoficare, prevăzută cu grindă mobilă de 2 t;

• -    Camera transformatoare;

• -    Camera distribuție principală 6,3 kV.

• b)    Etaj (H = 3,5 m)

• -    Camera distribuție principală 0,4 kV - prevăzută cu balcon pentru introducere echipamente;

• -    Scară metalică în două rampe, compartimentată;

• -    Cameră de comandă cu grup sanitar.

Între fiecare motor și camera distribuție principală 6,3 kV se va realiza, la cota +0,00, un canal pentru cabluri electrice acoperit cu dale de beton, cu dimensiuni de cca. 800 x 800 mm.

Din casa scării se va asigura accesul pe acoperiș și în clădirea sălii motoarelor etaj x (cota +9,00 m)

• 5.3.7.2.2    Din punct de vedere constructiv:

Clădirea va fi de tip hală cu Ac = cca. 240 m², Ad = cca. 480 m², Volum interior = cca. 2040 m³.

Infrastructura va fi din beton armat și suprastructură metalică.

• a)    Închideri exterioare:

• -    Perimetral, se va realiza un soclu din beton termoizolat la exterior, pe înălțimea de cca. 0,50 m; peste această cotă, închiderile se vor realiza din panouri tip sandwich incombustibile cu grosimea izolației de 150 mm, montate vertical pe riglele de fațadă. Finisajul feței metalice a panourilor va fi protejat anticoroziv, corespunzător clasei de corozivitate a mediului atmosferic (C3). Panourile vor avea clasa de reacție la foc C0 (A2 s1d0) și rezistența la foc minim EI = 60 minute, durabilitatea de minim 10 ani.

• -    Învelitoarea se va realiza în două ape, din panouri de acoperiș cu grosimea izolației de 150 mm, cu aceleași caracteristici ca și cele de fațadă. Panourile de acoperiș se vor monta peste panele metalice, cu cuta mare la exterior. Străpungerile prin panourile de învelitoare se vor etanșa cu membrana hidroizolantă lichidă tip Sika sau/si șorțuri din tablă zincată minim 0,5 mm grosime.

• -    Accesul pe acoperiș pentru mentenanța anuală periodică a sistemelor pluviale, a evacuărilor de gaze și a panourilor fotovoltaice (daca se vor monta) se va realiza prin scara prevăzută în corpul auxiliar. Pentru siguranța circulației pe acoperiș se va monta un sistem anticădere format din puncte de ancorare și cablu din inox.

• b)    Tinichigerie:

• - Preluarea apei pluviale se va realiza prin jgheaburi din tabla zincată cu diametru 15 cm, 0,5 mm grosime și guri de scurgere prevăzute cu parafrunzare conectate la burlane exterioare din tablă zincată 0,5 mm grosime, cu diametrul de 12,5 cm. Pentru a evita formarea gheții pe trotuare burlanele vor fi conectate la rețeaua subterană de canalizare nou prevăzută.

• c)    Tâmplărie:

• -    Accesul în zonele tehnologice se va realiza direct din exterior prin uși în două canaturi din profile de aluminiu, termoizolate și supralumină la partea superioară. Golurile de ventilație din peretii exteriori vor fi prevăzute cu rame și grile din aluminiu, cu plasă la interior.

• -    Accesul la casa scării se va realiza prin ușă exterioara în două canaturi din aluminiu, termoizolată, cu supralumină.

• -    Ușile interioare vor fi din profile de aluminiu și metalice rezistente la foc (la încăperile tehnologice), în unul și două canaturi.

• -    Camera de comandă, casa scării și grupul sanitar vor fi prevăzute cu ferestre din aluminiu și geam termoizolant, cu ochiuri fixe și mobile.

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  
  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118624-B1

  Revizie: 1

  Pag. 203

  
  

• d)    Finisaje interioare:

• -    Pardoselile se vor realiza din beton de pantă cu întăritor de betoane be bază de corindon pentru a obține un finisaj antiderapant, rezistent la uleiuri și trafic greu (la camera pompe termoficare). Canalele tehnologice vor fi acoperite cu dale din beton. La racordul între suprafețele verticale și pardoseală se vor realiza scafe.

• -    In celelalte încăperi pardoselile se vor realiza din gresie porțelanată antiderapantă, pe șapă din mortar de ciment de cca 5 cm grosime (cu adaos impermeabilizant la grupul sanitar).

• -    Soclul din beton se va tencui și vopsi cu vopsitorie epoxidică.

• -    Plafon suspendat casetat din fibre minerale la camera de comandă, casa scării și grup sanitar.

• e)    Compartimentări:

• -    Pereții interiori se vor realiza din gipscarton cu structură proprie, izolație din vată minerală cca 50 mm grosime și dublu/triplu placați cu plăci rezistente la foc (la camerele tehnologice) respectiv dublu placați cu plăci rezistente la apă (la grup sanitar). Pereții se vor finisa cu vopsitorii acrilice în 3 straturi.

• -    Pe șirul C, între corpul principal și cel auxiliar, se va realiza un perete fonoizolant care va avea spre încăperea motorului o suprafață perforată și un miez fonoabsorbant (vată minerală).

• f)    Finisaje exterioare:

• -    La soclu se va realiza termosistem cu izolație din polistiren extrudat, plasă din fibră de sticlă și tencuială de exterior. Între soclu și trotuar se va prevedea cordon hidroizolant. Trotuarul se va realiza din dale prefabricate prevăzute cu cu borduri, cu lățimea de minim 80 cm și pantă spre drum de cca 3%.

• -    La ușile de acces se vor executa rampe din beton cu finisaj antiderapant rezistent la trafic greu, racordate la drumurile de acces. Panta rampelor va fi de maxim 10%.

• -    Rostul în pardoseală va fi etanșat cu vată minerală și acoperit cu profil din inox și rosturile în panourile de închidere se vor etanșa cu vată minerală și profile de compensare din tablă zincată vopsită anticoroziv la culoarea panourilor, atât la interior cât și la exterior.

Conform HGR 925/1995 și Legii nr. 10/1995 criteriile de verificare a exigențelor esențiale pentru lucrările de arhitectură sunt B1, Cc, D, E, F.

• 5.3.8    Instalații aferente construcțiilor
  
  5.3.8.1    Instalații de încălzire, ventilare, climatizare și avarie

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

Clădirile vor fi echipate, după caz, cu instalații de încălzire, ventilare, climatizare și avarie, după cum urmează:

• 5.3.8.1.1    Clădire motoare termice. Compartiment motoare
  
  A.    Instalații de încălzire

În perioada rece a anului, pentru asigurarea temperaturii interioare de +5°C, se va prevedea o instalație de încălzire cu aeroterme cu aer 100% recirculat, alimentate cu agent termic, apă caldă 90/70°C.

Pornire/oprirea aerotermelor se va realiza prin intermediul senzorilor de temperatură aferenți fiecărei aeroterme în parte sau manual de la buton.

• B.    Instalații de ventilare

Echipamentele tehnologice vor prelua debitul de aer din interiorul compartimentului prin intermediul unui ventilator prevăzut cu filtru de aer și baterie de încălzire și vor evacua aerul cald în exterior prin intermediul unei conducte de ventilare, furnitură proprie echipament.

• 5.3.8.1.2    Clădire motoare termice. Sistem evacuare gaze arse
  
  A.    Instalații de încălzire

În perioada rece a anului, pentru asigurarea temperaturii interioare de +5°C, se va prevedea o instalație de încălzire cu aeroterme cu aer 100% recirculat, alimentate cu agent termic, apă caldă 90/70°C.

Pornire/oprirea aerotermelor se va realiza prin intermediul senzorilor de temperatură aferenți fiecărei aeroterme în parte sau manual de la buton.

• B.    Instalații de ventilare

Se va prevedea un sistem de ventilare pentru evacuarea degajărilor de căldură provenite de la echipamentele tehnologice.

Pornire/oprirea sistemului de ventilare se va realiza prin intermediul senzorilor de temperatură.

• 5.3.8.1.3    Clădire motoare termice. Zonă pompe și schimbătoare de căldură
  
  A.    Instalații de încălzire

În perioada rece a anului, pentru asigurarea temperaturii interioare de +5°C, se va prevedea o instalație de încălzire cu aeroterme cu aer 100% recirculat, alimentate cu agent termic, apă caldă 90/70°C.

Pornire/oprirea aerotermelor se va realiza prin intermediul senzorilor de temperatură aferenți fiecărei aeroterme în parte sau manual de la buton.

• B.    Instalații de ventilare

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

Se va prevedea un sistem de ventilare pentru evacuarea degajărilor de căldură provenite de la echipamentele tehnologice.

Pornire/oprirea sistemului de ventilare se va realiza prin intermediul senzorilor de temperatură.

• 5.3.8.1.4 Clădire auxiliară - Sală pompe termoficare
  
  C.    Instalații de încălzire

În perioada rece a anului, pentru asigurarea temperaturii interioare de +5°C, se va prevedea o instalație de încălzire cu aeroterme cu aer 100% recirculat, alimentate cu agent termic, apă caldă 90/70°C.

Pornire/oprirea aerotermelor se va realiza prin intermediul senzorilor de temperatură aferenți fiecărei aeroterme în parte sau manual de la buton.

• D.    Instalații de ventilare

Se va prevedea un sistem de ventilare pentru evacuarea degajărilor de căldură provenite de la echipamentele tehnologice.

Pornire/oprirea sistemului de ventilare se va realiza prin intermediul senzorilor de temperatură.

• 5.3.8.1.5 Clădire auxiliară - Stație electrică servicii proprii inclusiv cameră de comandă
  
  E.    Instalații de încălzire

În perioada rece a anului, pentru asigurarea temperaturii interioare conform cerințelor tehnologice se va prevedea o instalație de încălzire cu convectoare și aeroterme electrice.

• F.    Instalații de climatizare

Pentru a menține o temperatură interioară optimă de lucru pentru echipamentele tehnologice și de confort pentru personalul de exploatare se vor prevedea instalații de climatizare în detentă directă, cu funcționare în regim de pompă de căldură.

Parametrii realizați în încăperi vor fi controlați și reglați prin sistem propriu automat, furnitură completă a sistemului.

• G.    Instalații de avarie

Pentru evacuarea fumului, în cazul unui eventual incendiu în spațiul deservit, s-a prevăzut o instalație de ventilare de avarie conform PE101/85, făcând astfel posibil accesul personalului de intervenție în încăperea afectată, după stingerea incendiului.

Instalația de ventilare de avarie va fi rezistentă la foc 400°C.

• H.    Instalații de ventilare

Se va prevedea un sistem de ventilare pentru evacuarea degajărilor de căldură provenite de la echipamentele tehnologice.

Pornire/oprirea sistemului de ventilare se va realiza prin intermediul senzorilor de temperatură.

Ventilarea grupului sanitar și a vestiarului se va realiza mecanic cu ajutorul unui ventilator exhaustor in-line racordat la tubulaturi din tablă galvanizată, neizolată termic, montate în plafonul fals.

Funcționarea ventilatorului de evacuare va fi simultană cu funcționarea iluminatulului în încăperile deservite.

Compensarea aerului evacuat se va face natural prin intermediul grilelor de transfer rectangulare, montate în ușile de acces către încăperile alăturate.

• 5.3.8.2    Instalații sanitare și de stins incendiu

Se vor prevedea:

• -    instalații interioare de alimentare cu apă potabilă (rece) și apă caldă de consum menajeră a obiectelor sanitare;

• -    instalații de canalizare menajeră;

• -    instalații de evacuare a apelor uzate convențional curate ajunse accidental pe pardoseală (neetanșeități, etc.);

• -    instalații de stins incendiu cu hidranți interiori.

• 5 .3.8.2.1 Clădire motoare - corp principal
  
  Evacuarea apelor de pe pardoseală

Evacuarea apelor de pe pardoseală, ajunse accidental, din neetanșeitățile conductelor tehnologice sau din utilizarea hidranților în timpul incendiului, se va face prin curgere liberă (gravitațional), prin intermediul gurilor de scurgere și a colectoarelor, la rețeaua de canalizare corespunzătoare, din incintă.

Instalații de stins incendiu cu hidranți interiori

Se vor prevedea instalații de stins incendiu cu hidranți interiori, amplasați astfel încât fiecare punct al clădirii să fie protejat de unul sau după caz două jeturi de hidranți.

In zonele cu echipamente aferente gospodariei de ulei, se vor prevedea hidranți interiori, echipați cu kit spuma.

Instalația se va alimenta din reteaua exterioara de stins incendiu, din incintă.

• 5 .3.8.2.2 Clădire motoare - corp auxiliar

Sală pompe termoficare

Evacuarea apelor de pe pardoseală

Evacuarea apelor de pe pardoseală, ajunse accidental, din neetanșeitățile conductelor tehnologice sau din utilizarea hidranților în timpul incendiului, se va face prin curgere liberă (gravitațional), prin intermediul gurilor de scurgere și a colectoarelor, la rețeaua de canalizare corespunzătoare, din incintă.

Instalații de stins incendiu cu hidranți interiori

Se vor prevedea instalații de stins incendiu cu hidranți interiori, amplasati astfel încât fiecare punct al clădirii să fie protejat de un jet.

Instalația se va alimenta din reteaua exterioara de stins incendiu, din incintă.

Stație electrică servicii proprii inclusiv cameră de comandă

A.    Instalații de alimentare cu apă potabilă (rece) și apă caldă menajeră

Instalația de alimentare cu apă potabilă (rece) asigură debitele și presiunile de utilizare, necesare armăturile obiectelor sanitare din grupul sanitar.

Alimentarea instalației de apă rece se va face din rețeaua exterioară de apă potabilă, din incintă. Branșamentul este prevăzut în proiectul părții de rețele exterioare.

Prepararea apei calde de consum menajer, se va face local într-un boiler electric.

• B.    Evacuare ape uzate

Apele uzate menajere provenite de la obiectele sanitare vor fi evacuate prin curgere liberă (gravitațional) la rețeaua de canalizare corespunzătoare.

*      *

*

Pentru obiectele aferente centralei de cogenerare hibridă, și anume :

• -    clădire motoare - corp principal,

• -    clădire motoare - corp auxiliar,

• -    platforma exterioara - zona rezervoarelor de ulei,

• -    stația electrică 110 kV interioara existenta si transformatoare,

• -    incintă

s-au prevăzut, în caz de incendiu, dotări PSI de primă intervenție. Dotările PSI de primă intervenție au rolul de a localiza și stinge un eventual incendiu. Numărul și tipul stingătoarelor precum și agentul de stingere utilizat s-au determinat funcție de natura și cantitățile materialului combustibil existent.

• 5.3.8.3 Instalații electrice aferente construcțiilor

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

Se vor prevedea:

• -    instalații de iluminat interior (iluminat normal și de siguranță);

• -    instalații de iluminat exterior și perimetral;

• -    instalație de iluminat de balizaj de noapte;

• -    instalații de prize;

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118624-B1

  Revizie: 1

  Pag. 208

  
  

• -    instalații de alimentare cu energie electrică a consumatorilor de forță;

• -    instalația de paratrăsnet și legare la pământ.

• 5.3.8.3.1    Instalația de iluminat interior (iluminat normal și de siguranță);

Instalația de iluminat interior (iluminat normal) va trebui să asigure un nivel de iluminare și o uniformitate optime, în funcție de tipul activității ce se desfășoară în fiecare spațiu și se va realiza cu corpuri de iluminat echipate cu surse LED, conform categoriei de mediu în care se vor monta.

Instalația de iluminat de siguranță se va realiza pentru:

• -    continuarea lucrului;

• -    securitate de intervenție;

• -    securitate de evacuare și marcarea hidranților interiori.

Iluminatul de siguranță pentru continuarea lucrului se va realiza cu corpuri de iluminat echipate cu surse LED, alimentate în curent alternativ (DIESEL), respectiv în curent continuu.

Iluminatul de securitate pentru intervenție se va realiza cu corpuri de iluminat echipate cu surse LED, alimentate în curent alternativ (DIESEL).

Iluminatul de securitate pentru evacuare și pentru marcarea hidranților interiori se va realiza cu corpuri de iluminat echipate cu surse LED și cu baterii locale, tip indicator luminos, având o autonomie de funcționare de min.1h.

• 5.3.8.3.2    Instalația de iluminat exterior și perimetral

Instalația de iluminat exterior și perimetral se va realiza utilizând corpuri de iluminat în construcție etanșă, echipate cu surse LED, montate pe pereții exteriori ai clădirilor, respectiv pe stâlpi din țeavă.

Acționarea iluminatului exterior se va realiza local, de la cheia de comandă montată pe partea frontală a tabloului electric de distribuție cât și automat, în funcție de indicațiile furnizate de senzorul crepuscular.

• 5.3.8.3.3    Instalația de iluminat de balizaj de noapte pentru coș fum

Instalația de iluminat de balizaj de noapte pentru coș fum se va realiza cu corpuri de iluminat în construcție etanșă, echipate cu surse LED și senzor crepuscular încorporat.

• 5.3.8.3.4    Instalația de prize

Instalația de prize - pentru racordarea diverselor utilități se vor prevedea circuite de prize alimentate la tensiunile de 400Vc.a și 230Vc.a.

• 5.3.8.3.5    Instalația de forță

Instalația de forță va asigura alimentarea cu energie electrică a consumatorilor aferenți instalațiilor sanitare și de stins incendiu, a instalațiilor de HVAC, etc.

Toate aparatele electrice (corpuri de iluminat, prize, aparate de comutație, tablouri, etc.) se vor prevedea cu grad de protecție corespunzător categoriei de mediu în care se vor monta.

Circuitele instalațiilor electrice de iluminat, prize și forță se vor executa cu cablu de energie din cupru 1 kV, cu întârziere mărită la propagarea flăcării, montate pe rastele de cabluri sau aparent pe elementele de construcție. Excepție fac circuitele electrice care au rol de combaterea incendiilor și circuitele sistemului de evacuare fum care se vor executa cu cablu de energie din cupru 1 kV, rezistent la foc FE180/E90, iar sistemul de pozare pentru aceste cabluri trebuie să-și păstreze caracteristicile de protecție mecanică și electrice la foc corespunzătoare cablurilor.

Circuitele instalației de iluminat exterior se vor realiza cu cablu de energie din cupru 1kV, armat, cu întârziere la propagarea flăcării pozat în pământ.

În zonele cu pericol de deteriorări mecanice și la subtraversări, circuitele instalațiilor electrice se vor proteja în tub de protecție.

Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor electrici se va realiza din tablouri electrice nou prevăzute, aferente fiecărui obiect. Alimentarea cu energie electrică a consumatorilor care au rol de combaterea incendiilor și a consumatorilor de evacuare fum și gaze fierbinți se va realiza din tablouri dublu alimentate.

Alimentarea cu energie electrică a acestor tablouri face obiectul proiectului părții electrice tehnologice.

• 5.3.8.3.6    Instalația de protecție împotriva loviturilor de trăsnet și legare la pământ

Conform prevederilor capitolului 6 „ Instalații de protecție împotriva trăsnetului” din Normativului I7/2011, se va proiecta o instalație de protecție împotriva trăsnetului, precum și legarea la priza de pământ, prevăzută de partea electrică tehnologică.

• 5.3.9    Lucrări de amenajare teren, drumuri interioare

Prin lucrările de sistematizare verticală a platformei se vor asigura pantele de scurgere ale apelor pluviale căzute pe amplasament, ape ce vor fi conduse către gurile de captare ale canalizarii pluviale. Drumul din incinta obiectivului are in general profilul transversal tip stradă si au alături de funcțiunea de asigurare a circulației utilajelor și funcțiunea de colectare a apelor pluviale și conducere către gurile de scurgere ale canalizării.

Se vor executa lucrările de amenajare ținând seamă de configuratia terenului natural precum și de volumele de terasamente, astfel încât valorile acestora sa fie minime, iar pământul de umplutură sa fie folosit cel provenit din excavațiile de pe amplasament.

• 5.3.10    Racordarea la SEN

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

În ceea ce privește racordarea la SEN, se menționează următoarele aspecte:

• -    valoarea de tarif de racordare a noilor surse este zero, având în vedere soluția de racordare în instalațiile utilizatorului;

• -    conform ATR valabil, puterea maximă care va putea fi evacuată în SEN este de maxim 59,4 MW (grupurile pe cogenerare în ciclu combinat 3 și 4, deja instalate, nefuncționând simultan

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118624-B1

  Revizie: 1

  Pag. 210

  
  

cu generatorul 1 - în prezent indisponibil conform caietului de sarcini). Puterea instalată, conform ATR valabil, este de 87,1 MW, respectiv maxim produsă de 71,7 MW;

• -    la racordarea noilor grupuri emiterea ATR se va putea face în următoarele condiții, la alegerea beneficiarului:

• e)    menținerea puterii instalate din ATR existent (inclusiv grupul 1- în prezent indisponibil conform caietului de sarcini) și adăugarea noilor grupuri de cca. 30 MW. În acest caz, daca se consideră că noile grupuri vor avea aceleași condiții de nefuncționare simultană cu grupul 1, nu va fi necesară la emiterea ATR analiza impactului asupra SEN și, implicit, noile surse nu vor participa la întăririle de rețea din zona Delgaz Grid prin intermediul tarifului de întărire. În aceste condiții se va menține puterea maximă evacuată în SEN de 59,4 MW.

• f)    renunțarea în noul ATR la puterea instalată aferentă grupului 1 și adăugarea noilor grupuri de cca. 30 MW. În acest caz se consideră că noile grupuri nu vor avea restricții de funcționare simultană cu celelalte grupuri. În aceste condiții, puterea maximă evacuată în SEN va fi de maxim de 55,3 MW < 59,4 MW. Astfel, nu va fi necesară la emiterea ATR analiza impactului asupra SEN și, implicit, noile surse nu vor participa la întăririle de rețea din zona Delgaz Grid prin intermediul tarifului de întărire.

În cazul în care beneficiarul nu optează pentru una din cele două situații menționate anterior și racordarea noilor grupuri va conduce la creșterea puterii evacuate în SEN, va fi necesară, în cadrul studiului de soluție, analiza impactului noilor surse de putere asupra SEN și, implicit, participarea beneficiarului la întăririle de rețea din zonă prin intermediul tarifului de întărire, cu costuri suplimentare semnificative.

• 5.4    Principalii indicatori tehnico-economici aferenți obiectivului de investiții

  • 5.4.1    Indicatori maximali, respectiv valoarea totală a obiectului de investiții, exprimată în lei, cu TVA și, respectiv, fără TVA, din care construcții-montaj (C+M), în conformitate cu devizul general

Tabel 5-5 Valoarea totală de investiție pentru soluția optimă

Specificație	Valoare (fără TVA) [lei]	TVA [lei]	Valoare (cu TVA) [lei]
Total investiție, din care:	178.313.750,00	33.615.748,67	211.929.498,67
- C+M	67.362.750,00	12.798.922,50	80.161.672,50

În anexa H2 este prezentat devizul general și devizele pe obiect aferente soluției optime.

• 5.4.2    Indicatori minimali, respectiv indicatori de performanță

Indicatorii tehnici de performanță ai obiectivului de investiții sunt prezentați în tabelul următor:

Tabel 5-6 Indicatori tehnici de performanță aferenți soluției optime

Specificație	U.M.	Valoare
Putere electrică instalată în cogenerare de înaltă eficiență	MWe	30,06
Capacititate termică instalată în cogenerare de înaltă eficiență	MWt	25,98
Eficiența electrică	%	47,8
Eficiența termică	%	40,5
Eficiența globală la funcționarea în cogenerare	%	88,3
Economii de energie primară calculate conform formulei din GS în funcție de cantitatea de energie electrică generată anual	MWh/an	128.356,20
Reducerea de emisii de CO2, calculată conform formulei din GS în funcție de cantitatea de energie electrică generată anual	t CO2/an	25.922,82

• 5.4.3    Indicatori economico - financiari

Indicatorii de performanță financiară aferenți obiectivului de investiții în soluția optimă, sunt prezentați în tabelul următor:

Tabel 5-7 Rezultatele analizei financiare a investiției

Indicatori de performanță financiară	U.M.	Valoare
Valoarea Financiară Netă Actualizată a investiției (VNAF/C)	lei	-167.965.337,04
Rata de Internă Rentabilitate Financiară a investiției (RIRF/C)	%	-15,42

Tabel 5-8 Rezultatele analizei economice

Indicatori de performanță economică	U.M.	Valoare
Valoare Netă Actualizată Economică (VNAE)	lei	705.577.377,60
Rata Internă de Rentabilitate Economică (RIRE)	%	11,22
Raportul beneficii-cost (B/C-E)	-	1,35

• 5.4.4    Durata estimată de execuție a obiectivului de investiții, exprimată în luni

Durata totală de implementare a obiectivului de investiții este de 24 de luni, din care durata de execuție este de 15 luni.

• 5.5    Prezentarea modului în care se asigură conformarea cu reglementările specific funcțiunii preconizate

Studiul de fezabilitate a avut drept scop stabilirea și evaluarea lucrărilor necesare pentru realizarea unei instalații noi de producție în cogenerare de înaltă eficiență cu tehnologii moderne, precum și evidențierea efectelor economico-financiare ale acestei investiții.

Elaborarea prezentului studiu a urmărit conținutul cadru al studiului de fezabilitate, conform legislației aferente, precum și a structurii și metodologiei de elaborare a Devizului General pentru obiective de investiții, conform HG 907/2016.

În elaborarea analizelor prezentate în cadrul documentației, au fost utilizate tehnici și metodologii de analiză adecvate scopului urmărit.

În cadrul soluției optime au fost recomandate tehnologii care respectă prevederile BAT în temeni de eficiență energetică globală.

Analizele economico-financiare (incluzând analiza financiară cu verificarea sustenabilității financiare a proiectului, analiza economică, analiza de senzitivitate și risc) elaborate în cadrul documentației de față, au fost efectuate prin metoda cost beneficiu utilizând tehnica actualizării, în conformitate cu recomandările internaționale privind elaborarea acestui tip de analize.

La realizarea studiului de fezabilitate au fost respectate toate standardele și reglementările tehnice specifice în vigoare.

• 5.6    Nominalizarea surselor de finanțare
  
  5.6.1    Considerații generale

Principalele categorii de surse de finanțare posibil a fi utilizate pentru promovarea prezentului proiect de investiții sunt:

• A.    Surse proprii

• B.    Surse atrase, constituite din:

  • B.1    Surse de capital împrumutat

  • B.2    Fonduri nerambursabile

• 5.6.1.1    Surse proprii

Sursele proprii sunt asigurate de:

• •    Sponsorul de proiect sau de beneficiarul proiectului, in acest caz aceste surse fiind: o Cota de amortizare anuală aferentă fondului fix

o Profitul net

• •    Investitori strategici sau alte tipuri de investitori

In cazul finanțării proiectelor de investiții din surse proprii („equity financing”), sumele investite sunt recuperate prin încasarea dividendelor aferente contribuției la proiect; nu se solicită constituirea unor garanții.

• 5.6.1.2    Surse atrase - capital împrumutat

Sursele de capital împrumutat, sunt asigurate de:

• •    Instituții financiare

• •    Bănci comerciale locale/internaționale

• •    Bănci regionale de dezvoltare/Instituții de dezvoltare multilaterală

• •    Bănci de Import-Export

Aceste instituții acordă următoarele tipuri de credite:

• •    Credite comerciale;

• •    Credite de export (furnizor sau cumpărător)

• •    Credite sindicalizate.

• 5.6.1.3    Surse atrase - fonduri nerambursabile
  
  5.6.1.3.1    Fonduri nerambursabile - Fondul pentru Modernizare

Începând cu anul 2005, la nivelul UE s-a stabilit schema de comercializare a certificatelor de emisii de gaze cu efect de seră (EU Emission Trading Scheme - EU ETS). România a devenit participantă la această schemă începând cu anul 2007, odată cu aderarea la UE. În cadrul schemei sunt comercializate certificate EUA (European Union Emission Allowances) și EUAA (European Union Aviation Allowances).

Până în prezent, au fost derulate trei faze ale schemei de comercializare EU-ETS, după cum urmează:

• •    Faza 1 - perioada 2005-2007¹

• •    Faza 2 - perioada 2008-2012^a)

• •    Faza 3 - perioada 2013-2020²

Faza 4 a schemei EU-ETS se va derula în intervalul 2021-2030.

Conform Directivei UE 2018/410 a Parlamentului European și a Consiliului revizuită, sunt stabilite următoarele mecanisme financiare începând din faza 4 a schemei EU ETS (2021-2030):

• •    Fondul pentru Modernizare (Articolul 10 d);

• •    Alocarea tranzitorie cu titlu gratuit pentru modernizarea sectorului energetic (Articolul 10c sau Mecanismul 10c);

• •    Fondul de Solidaritate;

• •    Fondul de Inovare (succesor NER 300).

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  
  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118624-B1

  Revizie: 1

  Pag. 214

  
  

Primele trei Fonduri se alocă SM în funcție de nivelul Produsului Intern Brut, iar Fondul de Inovare este constituit la nivelul Uniunii Europene. România este eligibilă ca stat memrbu pentru toate cele 4 Fonduri, fiecare dintre acestea având propriul mecanism de implementare.

În funcție de alegerea SM, între primele trei fonduri menționate mai sus, sunt permise următoarele:

• •    transferul certificatelor din Articolul 10c către Fondul pentru Modernizare (parțial sau până la maxim 100%);

• •    transferul certificatelor din Fondul de Solidaritate către Fondul pentru Modernizare - 10d (max 100% sau >= cantitatea de certificate transferate către 10c);

• •    transferul certificatelor din Fondul de Solidaritate către Articolul 10c, cu condiția ca numărul de certificate transferat către Articolul 10c să nu fie mai mare decât numărul de certificate transferat în Fondul pentru Modernizare;

• •    atingerea prin Articolul 10c a unui cuantum maxim de 60% din totalul certificatelor disponibile pentru licitație.

România a decis utilizarea simultană a Mecanismului de alocare tranzitorie gratuită (Mecanismul 10c) și a Fondului de modernizare (10d) în perioada 2021-2030. Astfel, prin intermediul mecanismului 10c vor fi finanțate proiecte cu valoarea mai mică de 12,5 milioane €, iar certificatele rămase nealocate vor fi transferate Fondului de Modernizare.

Fondul de modernizare (10d)

>    Modul de funcționare și guvernanța

FM va funcționa:

• •    în conformitate cu Regulamentul de punere în aplicare (UE)2020/1001 al Comisiei, din 9 iulie 2020, de stabilire a unor norme detaliate de aplicare a Directivei 2003/87/CE a Parlamentului European și a Consiliului în ceea ce privește funcționarea Fondului pentru modernizare care sprijină investițiile în vederea modernizării sistemelor energetice și a îmbunătățirii eficienței energetice a anumitor state membre

• •    sub responsabilitatea SM beneficiar, care va lucra în strânsă cooperare cu Banca Europeană de Investiții (BEI), Comitetul de investiții înființat pentru fond și COM

Directiva ETS definește clar rolurile și responsabilitățile statelor membre beneficiare, ale BEI, ale Comitetului de investiții și ale Comisiei Europene.

> Mărimea Fondului de Modernizare

• •    Fondul va fi finanțat din:

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

o veniturile obținute din licitarea pe piață a 2% din cantitatea totală de certificate alocate SM prin schema EU ETS între 2021 - 2030

o certificate suplimentare transferate către Fondul de modernizare de către statele membre beneficiare - 5 au ales să facă acest lucru (Croația, Cehia, Lituania, România și Slovacia)

• •    Veniturile totale aferente FM pot varia între 6,4 mld. € și 14 mld. €, în funcție de evoluția prețului certificatelor EUA

• •    Numărul total al certificatelor ce revin României în perioada 2021-2030 pentru finanțarea FM, este prezentat în tabelul de mai jos:

Tabel 5-9: Certificate ce revin României pentru FM - 2021-2030

	Certificate aferente FM		T ransfer			Total
	Cotă3)	Nr. certificate	din Art. 10(2)(b)3	din Art. 10c**	Total
România	11,98%	33.018.490	81.673.875	86.073.704	167.747.579	200.766.069

Sursa: https://modernisationfund.eu/how-it-works/

/------------------------------------------------------------------------------------------\

România dispune de un număr total de 200.766.069 certificate pentru finanțarea Fondului de Modernizare în perioada 2021-2030.

• <_______________________________________________ ____________________________________________/

• > Obiectul și cuantumul finanțării proiectelor

• • Cel puțin 70% din totalul fondurilor utilizate de către SM beneficiar trebuie direcționate către investițiile prioritare din domeniile specificate în Art. 10d(2) al Directivei ETS. Fondurile alocate României prin FM au ca scop finanțarea investițiilor în următoarele sectoare prioritare:

o producția și utilizarea energiei electrice din surse regenerabile

•    surse regenerabile de energie în sectorul energie electrică

•    regenerabile de energie în sectorul energie încălzire și răcire

o stocarea energiei, inclusiv activități de cercetare, dezvoltare, inovare

o infrastructură energetică

•    rețele de transport și distribuție energie electrică

•    rețele de transport și distribuție gaz natural, stocarea gazului natural

• rețele de termoficare

o cogenerarea de înaltă eficiență

o capacități noi de producție de energie electrică pentru înlocuirea cărbunelui și echilibrarea rețelei

o energia nucleară, inclusiv cercetare, inovare și dezvoltare

o producția și folosirea hidrogenului verde

o eficiența energetică în instalații industriale incluse în EU ETS

o producția de biocarburanți.

• •    Investițiile prioritare vor putea obține finanțare de până la 100% din valoarea eligibilă a proiectului

• •    Toate investițiile care se califică pentru finanțare din FM, dar care nu se încadrează în domeniile prioritare menționate mai sus, vor fi considerate investiții non-prioritare. Investițiile non-prioritare vor putea obține finanțare de până la 70% din valoarea eligibilă a proiectului, cu condiția ca restul costurilor să fie asigurate din surse private

• •    În cazul în care investiția nu se încadrează în domeniile prioritare, comitetul pentru investiții evaluează viabilitatea tehnică și financiară a investiției respective, inclusiv reducerile de emisii pe care le realizează, și emite o recomandare privind finanțarea investiției din Fondul pentru Modernizare

> Mecanismul de alocare a fondurilor

Alocarea fondurilor disponibile din FM se realizează prin intermediul programelor-cheie, elaborate pe baza sectoarelor prioritare stabilite. În cadrul fiecărui program-cheie sunt definite mai multe domenii de investiții.

Au fost prevăzute următoarele programe-cheie prin care se poate obține finanțare din FM:

• •    Program-cheie 1: SRE și stocarea energiei - Sprijin pentru realizarea de noi centrale electrice și sisteme de încălzire-răcire bazate pe surse regenerabile de energie și pentru realizarea de capacități de stocare a energiei electrice;

• •    Program-cheie 2: Înlocuirea cărbunelui și echilibrarea rețelei - Sprijin pentru realizarea de centrale electrice de tip turbină cu gaz cu ciclu combinat, ce pot fi adaptate pentru funcționarea pe hidrogen, necesare pentru realizarea tranziției de la cărbune și pentru echilibrarea rețelei;

• •    Program-cheie 3: Modernizarea și construcția de noi tronsoane de infrastructură energetică - Sprijin pentru modernizarea și realizarea de noi tronsoane în rețelele de transport și distribuție de energie electrică și gaze naturale, inclusiv pentru tranziția la rețele de transport și distribuție a gazelor naturale capabile să preia hidrogen verde și pentru construirea și modernizarea depozitelor de înmagazinare a gazelor naturale și pentru creșterea nivelului de interconectivitate al rețelei electrice de transport;

• •    Program-cheie 4: Hidrogen verde - Sprijin pentru producția de hidrogen verde și utilizarea acestuia în aplicații industriale pentru reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră;

• •    Program-cheie 5: Cogenerare de înaltă eficiență și modernizarea rețelelor de termoficare - Sprijin pentru modernizarea și realizarea de centrale în cogenerare de înaltă eficiență și pentru modernizarea rețelelor de termoficare;

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

• •    Program-cheie 6: Energie nucleară - Sprijin pentru construirea unităților U3 și U4 ale Centralei Nuclearelectrice de la Cernavodă, pentru realizarea de reactoare modulare mici - SMR și pentru Institutul de Cercetări Nucleare Pitești;

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118624-B1

  Revizie: 1

  Pag. 217

  
  

• •    Program-cheie 7: Eficiență energetică în instalații industriale incluse în EU-ETS - Sprijin pentru achiziționarea și folosirea de instalații de captare, transport, stocare și folosire a CO2 - CCS/CCU și pentru modernizarea la nivel BAT a instalațiilor incluse în EU-ETS din industriile oțelului, cimentului, petrolului și gazelor naturale, producției de energie și din alte industrii intens poluatoare;

• •    Program-cheie 8: Biocarburanți - Sprijin pentru producția de biocarburanți.

• >    Forma finanțării proiectelor și sinergia cu alte instrumente

• •    Fondul de Modernizare oferă SM posibilitatea de a decide asupra mecanismului de sprijin ales: grant-uri, împrumuturi de tip premium, instrumente de garantare, împrumuturi sau injecții de capital

• •    Sprijinul oferit de către SM din resursele Fondului de Modernizare trebuie să respecte regulile Ajutorului de Stat

• •    Co-finanțarea din mediul public și privat este posibilă, dacă regulile de Ajutor de Stat sunt respectate iar cheltuielile respective nu au fost finanțate printr-un alt instrument la nivelul Uniunii sau la nivel național (se evită dubla finanțare).

• •    SM poate utiliza fonduri naționale și/sau instrumente de finanțare instituite la nivel European pentru co-finanțarea investițiilor prioritare:

o Programul InvestEU;

o Connecting Europe Facility (CEF), care include proiecte energetice (inclusiv Proiecte de Interes Comun);

o Fondurile Europene Structurale și de Investiții, inclusiv Fondul de Coeziune și Fondul European de Dezvoltare Regională;

o Fondul pentru o Tranziție Justă.

Finanțarea asigurată prin Fondul de Modernizare este nerambursabilă, iar acordarea acesteia se supune analizei din punct de vedere al incidenței asupra prevederilor europene în materie de ajutor de stat.

• >    Selectarea proiectelor la nivel național

• •    Autoritatea desemnată pentru implementarea și gestionarea fondurilor alocate din FM este Ministerul Energiei

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

• •    În vederea elaborării și adoptării documentelor programatice necesare apelurilor ce vor fi lansate pentru selecția proiectelor din cadrul fiecărui domeniu de investiții, Ministerul Energiei solicită celor interesați transmiterea expresiilor de interes pentru investițiile care pot fi finanțate prin intermediul FM

• •    Transmiterea expresiei de interes nu implică asigurarea finanțării acestui proiect din FM

• •    Inițiatorii proiectelor vor trebui să transmită informațiile relevante aferente proiectului în conformitate cu cerințele specificate în anunț:

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118624-B1

  Revizie: 1

  Pag. 218

  
  

o Denumirea proiectului, localizarea, valoarea estimată a investiției (cu TVA și fără TVA) și prezentarea generală a acestuia

o Existența studiului de fezabilitate (sau prefezabilitate), data întocmirii acestuia și ultima actualizare a indicatorilor tehnico-economici, după caz

o Încadrarea proiectului în prevederile art. 10d alin. (2) - proiecte prioritare sau în prevederile art. 10 alin. (6) paragraful 2 - proiecte neprioritare din Directiva 2018/410 de modificare a Directivei 2003/87/CE și a Deciziei (UE) 2015/1814 și demonstrarea încadrării în prevederile acestor articole

o O estimare a valorii adăugate a investiției pe perioada de viață a proiectului din punct de vedere al eficienței energetice și al modernizării sistemului energetic, inclusiv informațiile solicitate în Anexa II din Regulament, pct. 2.5., realizată în baza indicatorilor rezultați din Studiul de fezabilitate (SF)

o Estimarea finanțării din Fondul pentru modernizare

o Avizele, autorizațiile si certificatele necesare conform SF și stadiul obținerii acestora, după caz

o Data estimată pentru demararea investiției și perioada de realizarea a acesteia

• •    Selecția efectivă a proiectelor se va realiza prin apeluri de depunere a proiectelor, însoțite de documentația necesară (Ghidul solicitantului și alte prevederi)

Selecția proiectelor pentru finanțare din FM se va realiza, pentru fiecare domeniu de investiții printr-o procedură de selecție competitivă sau, prin excepție, procedură de selecție necompetitivă.

• >    Condiții de eligibilitate la nivelul inițiatorului proiectului

Inițiatorul proiectului trebuie să îndeplinească următoarele condiții pentru a putea obține finanțare:

• •    să fie operator economic (microîntreprindere, întreprindere mică, mijlocie sau mare) definit conform legislației în vigoare și să își desfășoare activitatea pe teritoriul României sau să fie Unitate Administrativ Teritorială; Nu sunt eligibile sucursalele, agențiile, reprezentanțele societăților sau alte unități fără personalitate juridică;

• •    să nu se afle în procedură de dizolvare, reorganizare judiciară, lichidare, executare silită, închidere operațională, insolvență, faliment sau suspendare temporară a activității

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

• •    să dețină calitatea de proprietar/concesionar/utilizator al terenului pe care se vor amplasa investițiile și dreptul de construcție asupra acestuia, după caz, sau a întreprins demersurile necesare în acest sens (se vor preciza acțiunile demarate cu menționarea datei estimate de îndeplinire a calității de proprietar/concesionar/utilizator al terenului)

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118624-B1

  Revizie: 1

  Pag. 219

  
  

• •    să demonstreze faptul că poate asigura fondurile necesare acoperirii (i) contribuției proprie la valoarea totală eligibilă a proiectului, (ii) cheltuielilor neeligibile ale proiectului prin identificarea surselor de finanțare pentru asigurarea co-finanțării.

Surse:https://modernisationfund.eu/;

http://economie.gov.ro/fondul-de-modernizare; https://ec.europa.eu/clima/policies/budget/modernisation-fund_ro#tab-0-0

REGULAMENTUL DE PUNERE ÎN APLICARE (UE) 2020/1001 AL COMISIEI din 9 iulie 2020 de stabilire a unor norme detaliate de aplicare a Directivei 2003/87/CE a Parlamentului European și a Consiliului în ceea ce privește funcționarea Fondului pentru modernizare care sprijină investițiile în vederea modernizării sistemelor energetice și a îmbunătățirii eficienței energetice a anumitor state membre

Memorandum - Prezentarea opțiunilor pentru utilizarea instrumentelor de finanțare specificate de Directiva (UE) 2018/410 și decizia României privind implementarea acestora, Ministerul Energiei, iunie 2019

• 5.6.1.3.2 Fonduri nerambursabile - Planul Național de Redresare și Reziliență al României 7                                                            9                             9

(PNRR)

PNRR a fost conceput în scopul asigurării echilibrului optim între prioritățile UE și necesitățile de dezvoltare ale României.

Obiectivul general al PNRR al României este dezvoltarea României prin realizarea unor programe și proiecte esențiale, care să sprijine reziliența, nivelul de pregătire pentru situații de criză, capacitatea de adaptare, potențialul de creștere și tranziția verde prin contribuția la realizarea obiectivelor privind clima ale Uniunii pentru 2030 stabilite la articolul 2, punctul 11 din Regulamentul (UE) 2018/1999 și prin respectarea obiectivului UE de realizare a neutralității climatice până în 2050, prin reforme majore și investiții cheie cu fonduri din Mecanismul de Redresare și Reziliență.

Schimbările climatice și degradarea mediului reprezintă două dintre cele mai grave amenințări ale lumii, iar Agenda 2030 pentru dezvoltarea durabilă promovează echilibrul între cele trei dimensiuni ale unei dezvoltării durabile - economică, socială și de mediu. Agenda 2030 este corelată cu Pactul Verde european (European Green Deal) care va defini strategia de dezvoltare a UE ca primul continent neutru din punct de vedere climatic până în 2050.

Tranziția sustenabilă durabilă și compatibilă cu obiectivele de securitate energetică națională către o producție de energie electrică eficientă, cu emisii reduse de carbon va fi realizată prin eliminarea treptată a dependenței de cărbune.

Obiectivele specifice Componentei 6 - Energie a PNRR sunt:

• •    asigurarea continuității, calității și siguranței alimentării cu energie termică a populației;

• •    creșterea eficienței în alimentarea cu energie termică a consumatorilor casnici;

• •    modernizarea și extinderea SACET în condiții de eficiență;

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

• •    decarbonizarea profundă prin investiții de producere a energiei electrice și termice în cogenerare de înaltă eficiență în unități/centrale flexibile care, pe lângă folosirea gazului natural, să fie pregătite pentru amestec cu gaze regenerabile, respectiv hidrogen.

Conform abordării strategice asumate, România va dezvolta o strategie națională dedicată hidrogenului, care să se bazeze pe definirea unui set de politici cu scopul de a ghida, coordona și

mobiliza investițiile publice și private în domeniile producției, stocării, transportului și consumului de hidrogen, urmând ca apoi să fie revizuit cadrul legislativ necesar stimulării acestui domeniu.

Proiectul privind realizarea unei centrale de cogenerare hibridă în Municipiul Bacău poate fi finanțat în cadrul PNRR, Pilonul I. Tranziție verde, Componenta 6 - Energie, Măsura de investiții 3 - Dezvoltarea de capacități de producție pe gaze, flexibile și de înaltă eficiență, pentru cogenerarea de înaltă eficiență, pentru cogenerarea de energie electrică și termică (CHP) în termoficarea urbană, în vederea unei decarbonizări profunde, dacă linia de finanțare se va redeschide, prin apel nou de proiecte.

• 5.6.2 Structura de finanțare a investiției în prezentul studiu

În conformitate cu rezultatele analizei financiare, indicatorii financiari ai proiectului în soluția optimă sunt totuși sub limita de rentabilitate, ceea ce arată că proiectul are nevoie de susținere financiară pentru a putea fi implementat.

Astfel, sursele de finanțare pentru realizarea proiectului ar trebui să fie conform datelor prezentate în tabelul următor.

Tabel 5-10 Sursele de finanțare a investiției în soluția optimă

Sursa de finanțare	U.M.	Valoare
Surse de finanțare nerambursabile	lei	167.965.337,04
Surse proprii ale beneficiarului	lei	20.726.182,96

6 URBANISM, ACORDURI ȘI AVIZE CONFORME

Pentru soluția recomandată s-au elaborat următoarele documentații:

• -    Certificat de Urbanism nr. 493 din 28.06.2022 înregistrat la Primăria Municipiului Bacău nr. 573/154447 din 28.06.2022;

• -    SNTGN TRANSGAZ SA - Aviz Tehnic de Racordare la sistemul de transport al gazelor naturale nr. 63488/24.08.2021;

• -    Delgaz Grid SA Târgu Mureș - Aviz de amplasament favorabil nr. 1005053255 emis în data de 30.09.2022;

• -    SC Compania Regională de Apă Bacău SA - Aviz Favorabil nr. 721/13.09.2022;

• -    SOMA SRL Bacău - Aviz salubritate favorabil nr. 7137/13.09.2022;

• -    Municipiul Bacău, Directia Patrimoniu, Compartiment Drumuri, Rețele și Avize - Acordul administratorului drumului pentru realizarea obiectivului de investiție nr. 175253/06.09.2022;

• -    Agenția pentru Protecția Mediului Bacău - Decizia etapei de evaluare inițială nr. 208/13.09.2022;

• -    Direcția de Sănătate Publică Județeană Bacău - Notificare Sanitară nr. 278 din 20.09.2022;

• -    Prospect Technical Studies SRL - "Studiu geotehnic pentru noua central de cogenerare hibridă în municipiul Bacău, faza Studiu de fezabilitate" septembrie 2022.

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  
  
  

  Cod document: 8624/2019-2-S0108323-B1

  Revizie: 1

  Pag. 222

  
  

• 7    IMPLEMENTAREA INVESTIȚIEI

  • 7.1    Informații despre entitatea responsabilă cu implementarea investiției

Entitatea responsabilă cu implementarea investiției este UAT Bacău - Thermoenergy Group SA Bacău.

• 7.2    Strategia de implementare

Obiectivul va fi implementat de către beneficiar în baza graficului de eșalonare a investiției prezentat. Durata totală de implementare a obiectivului de investiții este de 24 de luni, din care durata de execuție este de 15 luni.

Proiectul poate fi implementat în următoarele două moduri:

• -    printr-un contract de tip FIDIC galben - EPC (Engineering, Procurement, Construction). Astfel riscurile legate de proiectare, procurare echipamente, construcții montaj, punere în funcțiune, respectarea parametrilor de garanție vor fi preluate de compania EPC.

• -    pe baza prevederilor contractelor de tip FIDIC roșu în care etapele anterior menționate se realizează prin contracte separate, fiecare dintre ele gestionat de către beneficiar.

Având în vedere complexitatea lucrărilor aferente proiectului, strategia de implementare și implicit de achiziții vor trebui să aibă în vedere minimizarea riscurilor la nivelul Thermoenergy Group SA Bacău, fiind astfel recomandată implementarea proiectului prin intermediul unui contract de tip FIDIC Galben, pe baza căruia se vor realiza și documentațiile aferente procesului de achiziții.

Principalele avantaje ale acestui tip de contract sunt următoarele:

• -    contractorul va fi responsabil de proiectare, achiziții echipamente și execuția lucrărilor - în acest fel riscurile asociate unor posibile necorelări între proiectare și execuție vor fi în sarcina contractorului;

• -    în cadrul contractului vor fi incluse condiții de garanție pentru buna execuție și funcționare a întregului proiect;

• -    prețul contractului este fix pe perioada de implementare a proiectului.

Documentațiile de atribuire vor fi redactate astfel încât să permită și să încurajeze, printre altele: - competiția deschisă și corectă

• -    respectarea celor mai înalte standarde de etică în timpul procesului de achiziții și executare a lucrărilor

• -    utilizarea fondurilor în scopul destinat

• -    economie și eficiență, calitatea rezultatelor, asigurarea îndeplinirii clauzelor contractuale, respectarea termenelor contractuale.

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

• 7.3    Strategia de exploatare/operare și întreținere

Producerea, transportul și distribuția energiei electrice și/sau termice presupun administrarea eficientă a unei baze însemnate de echipamente (cazane, turbine, motoare, generatoare transformatoare, electropompe, ventilatoare etc.). În acest context este necesară introducerea unei strategii de operare și exploatare care să reducă riscul de defectare a echipamentelor și să

conducă la creșterea siguranței în funcționare, asigurarea continuității în alimentarea cu energie, minimizarea pierderilor din sistem, satisfacerea calitativă a consumatorilor. Nu în ultimul rând, o strategie de operare și întreținere corespunzătoare conduce la reducerea costurilor de exploatare. Activitățile de exploatare asigură funcționarea sigură și eficientă a centralei.

Echipamentele instalate vor fi operate în conformitate cu cerințele și recomandările producătorului. Se va aloca astfel o perioadă suficientă instruirii personalului de exploatare până la momentul punerii echipamentelor în funcțiune. Periodic, în timpul exploatării instalațiilor se va asigura instructajul și verificarea cunoștințelor personalului.

Manevrele corespunzătoare exploatării se efectuează numai de către personalul de exploatare. În operațiile de exploatare a instalațiilor se vor asigura cel puțin nivelurile minime de performanță specifice siguranței la foc stabilite prin proiectare.

Personalul de exploatare va lucra în conformitate cu procedurile de exploatare. Aparatele pentru controlul temperaturii, presiunii, indicatoarele de nivel, supapele de siguranță etc., vor fi menținute în perfectă stare de funcționare. Verificarea lor se va efectua zilnic la începerea fiecărui schimb de lucru. Sistemele de securitate si suport de securitate nu vor fi scoase din funcțiune si nici reduse in capacitatea lor fără a avea aprobările corespunzătoare.

Principalele activități ale personalului de exploatare includ:

• -    Efectuarea supravegherii echipamentelor si executarea de manevre in instalații;

• -    Administrarea sistemului de protecție a muncii si admiterea la lucru;

• -    Efectuarea de rutine si teste care demonstrează fiabilitatea echipamentelor;

• -    Administrarea planului de lucru pentru activitățile de mentenanța;

• -    Răspunsul la alarme minore/majore;

• -    Răspunsul la alerte, urgente sau exerciții de urgență.

Funcționarea oricărei   instalații presupune   alocarea de resurse financiare   pentru

mentenanța acesteia.

Mentenanța/întreținerea reprezintă ansamblul activităților tehnice, administrative și de management desfășurate pe durata ciclului de viață a unui sistem, destinate să-l mențină sau să-l restabilească într-o stare în care să îndeplinească funcția cerută. Evoluția în timp a fiabilității operaționale și a ratei de defectare a echipamentului constituie unul din principalele criterii de selectare a strategiei de mentenanță.

Mentenanța periodică, planificată și efectuată corect este esențială pentru menținerea siguranței și fiabilității echipamentelor, utilajelor și mediului de lucru contribuind la eliminarea pericolelor de la locul de muncă și putând preveni defectarea subită și neașteptată.

Mentenanță preventivă se realizează în următoarele etape:

• -    Elaborarea planului de mentenanță preventivă și de verificare a echipamentului;

• -    Executarea verificării echipamentului;

  
  

  Cod document: 8624/2019-2-S0108323-B1

  Revizie: 1

  Pag. 224

  
  

• -    Identificarea și diagnosticarea funcțiilor, pieselor sau subansamblurilor la care este anticipată defectarea. La baza acestor previziuni stau rezultatele fazei de testare a echipamentului;

• -    Repararea pieselor/subansamblurilor defectabile sau înlocuirea pieselor uzate.

• -    Planul de mentenanță se întocmește în conformitate cu recomandările producătorului echipamentelor și include:

• -    reparațiilor planificate

o revizii tehnice

o reparații curente

o reparații capitale

• -    verificărilor periodice

o revizii parțiale

o revizii generale

• -    stabilirea frecvenței intervențiilor pe grupe de utilaje prin.

Etapele implementării planului de mentenanță sunt următoarele:

• -    repartizarea pe grupe de echipamente, ansamble și subansamble ale tuturor echipamentelor din cadrul centralei termice;

• -    cunoașterea mecanismelor de defectare ale echipamentelor;

• -    cunoașterea stării inițiale fără defect a tuturor echipamentelor cu ajutorul unor indexuri de stare tehnică ;

• -    supravegherea diverșilor parametri (presiune, temperatură, etc.) ai echipamentelor și diagnosticarea stării activelor. Monitorizarea echipamentelor trebuie efectuată pentru a colecta informații suficiente în vederea estimării stării tehnice a acestora.

• -    generarea raportului de stare pentru momentul ales.

Mentenanța corectivă sau intervenția în caz de defectare reprezintă ansamblul de activități realizate după defectarea echipamentelor de muncă sau a instalațiilor, după avarierea lor bruscă sau după degradarea funcției acestora în mod neprevăzut. Aceste activități constau în localizarea și diagnosticarea defectelor și în intervenții pentru restabilirea bunei funcționări. Acest tip de mentenanță trebuie să fie efectuată în condiții de securitate, cu protejarea adecvată a lucrătorilor de mentenanță și a altor persoane prezente la locul de muncă. Datorită faptului că nu a fost prevăzută, această defectare poate produce daune importante, din cauza unor avarii fizice ale echipamentului sau a timpilor îndelungați de stagnare din lipsa pieselor de schimb.

În vederea maximizării perioadei de funcționare în primii ani ai perioadei de operare, se recomandă ca prin contractul de realizare a investiției să se solicite constituirea unui stoc de piese de schimb necesare funcționării echipamentelor principale pe o perioadă de minim 5 ani, exclusiv piesele de schimb incluse în contractul LTSA.

Se recomandă încheierea unui contract de tip Long Term Service Agreement (LTSA) în vederea

asigurării mentenanței obiectivului de investiții pe durata de operare, putând fi maximizate elemente precum disponibilitatea în operare, performanța și fiabilitatea echipamentelor. Prin intermediul LTSA se pot estima costurile de mentenanță pe toată durata de operare, putând fi obținut un cost pe ciclu de viață redus.

LTSA ar trebui să acopere durata de viață a echipamentelor sau cel puțin o durată egală cu perioada de funcționare până la prima reparație majoră (ex. 40.000 - 60.000 de ore de funcționare).

• 7.4    Recomandări privind asigurarea capacității manageriale și instituționale

Analiza modului de organizare și funcționare a beneficiarului conduce la concluzia că acesta are experiența și capabilitatea de a realiza cu succes proiectul și de a asigura ulterior, exploatarea în condiții absolut sigure, a noilor echipamente și instalații.

• 8    CONCLUZII ȘI RECOMANDĂRI

Studiul de fezabilitate are drept scop stabilirea și evaluarea lucrărilor necesare pentru realizarea unei noi centrale de cogenerare hibridă cu funcționare pe gaze naturale sau amestec gaze naturale și hidrogen, precum și evidențierea efectelor economico-financiare ale acestei investitii asupra sistemului de alimentare centralizată cu energie termică SACET Bacău.

Realizarea acestei investiții va conduce la:

• -    consolidarea poziției Thermoenergy Group SA pe piața de energie electrică și termică, printr-o funcționare eficientă și la un preț competitiv;

• -    valorificarea superioară a gazelor naturale;

• -    valorificarea tuturor oportunităților din piața de energie electrică și termică;

• -    asigurarea continuității, calității și siguranței alimentării cu energie termică a populației;

• -    creșterea eficienței în alimentarea cu energie termică a consumatorilor casnici;

• -    modernizarea și extinderea SACET în condiții de eficiență;

• -    decarbonizarea profundă prin investiții de producere a energiei electrice și termice în cogenerare de înaltă eficiență în unități/centrale flexibile care, pe lângă folosirea gazului natural, să fie pregătite pentru amestec cu gaze regenerabile, respectiv hidrogen.

Elaborarea prezentului studiu a urmărit conținutul cadru al studiului de fezabilitate, conform legislației aferente, precum și a structurii și metodologiei de elaborare a Devizului General pentru obiective de investiții, conform HG 907/2016.

În cadrul studiului au fost analizate comparativ două soluții de echipare a noii centrale cu motoare termice. Acestea trebuie să asigure obiectivele preconizate referitoare la puterea termică livrată și eficiența energetică globală a modulelor de cogenerare, în conformitate cu cerințele beneficiarului, în scopul înlocuirii parțiale a producerii separate a energiei termice prin utilizarea cazanului de apă fierbinte existent. După instalarea noii centrale de cogenerare, cazanul existent de apă fierbinte va participa la asigurarea necesarului de căldură numai la vârful curbei de sarcină termică, pe perioade limitate de timp, precum și ca echipament de rezervă pentru asigurarea continuității în funcționare.

Tabel 8-1: Soluții de echipare a noii centrale de cogenerare

Soluția	Mod de echipare sursă	Total capacități instalate
Soluția 1	3 x MT ( 3 x 9,38 MWe + 3 x 7,81 MWt)	28,14 MWe + 23,44 MWt (20,14 Gcal/h)
Soluția 2	4 x MT ( 4 x 7,52 MWe + 4 x 6,37 MWt)	30,06 MWe + 25,46 MWt (21,89 Gcal/h)

Soluțiile au fost comparate pe baza performanțelor tehnice, rezultând următoarele:

• -    Din punct de vedere tehnic, Soluția 2 prezintă o eficiență globală mai bună decât Soluția 1, ceea ce conduce la consum de energie primară mai mic pe unitatea de energie finală și, implicit, la emisii specifice de CO2 mai mici decât în Soluția 1.

  
  

  Cod document: 8624/2019-2-S0108323-B1

  Revizie: 1

  Pag. 227

  
  

• -    Emisiile specifice de CO2 în Soluția 2 sunt mai mici decât în Soluția 1 și se încadrează sub valoarea de 250 g CO2/kWhech considerată ca valoare maxim acceptabilă pentru un proiect de cogenerare pentru a fi eligibil la finațare nerambursabilă.

Cele două soluții prezentate mai sus au fost comparate pe baza performanțelor economico-financiare generate pe perioada de operare comercială și evaluate în cadrul următoarelor analize:

• -    Analiza financiară a investiției elaborată pentru fiecare soluție în parte (inclusiv evaluarea sustenabilității proiectului)

• -    Analiza de sustenabilitate

• -    Analiza economică elaborată pentru fiecare soluție în parte.

Rezultatele obținute în baza analizei comparative, sunt prezentate sintetic în tabelele următoare:

Tabel 8-2 Rezultatele analizei financiare a investiției

Specificație	U.M.	Soluția 1	Soluția 2
Valoarea Financiară Netă Actualizată a investiției (VNAF/C)	lei	-160.836.211,10	-167.965.337,04
Rata de Internă Rentabilitate Financiară a investiției (RIRF/C)	%	-17,87	-15,42

Din punc de vedere financiar, RIRF/C este mai puțin defavorabil în Soluția 2 decât în Soluția 1.

Din punct de vedere al sustenabilității, analiza comparativă pune în evidență faptul că în ambele soluții analizate, fluxul de numerar cumulat este pozitiv pe perioada de analiză, ceea ce arată că ambele variante sunt sustenabile.

Tabel 8-3 Rezultatele analizei economice

Specificație	U.M.	Soluția 1	Soluția 2
Valoare Netă Actualizată Economică (VNAE)	mii lei	656.861.625,11	705.577.377,60
Rata Internă de Rentabilitate Economică (RIRE)	%	11,14	11,22
Raportul beneficii-cost (B/C-E)	-	1,352	1,354

Analizând valorile indicatorilor economici prezentați mai sus, se constată că proiectul este rentabil din punct de vedere economic (VNAE >0, RIRE > decât rata de actualizare socială luată în calcul, respectiv 5% și B/C-E este supraunitar), având un impact relevant prin beneficiile economice, sociale și de mediu substanțiale induse, atât în zona de influență a noii centrale, cât și la nivel global.

Din punct de vedere al analizei economice, Soluția 2 înregistrează indicatori economici mai buni comparativ cu Soluția 1.

CONSILIUL LOCAL AL MUNICIPIULUI BACAU

THERMOENERGY GROUP SA BACAU

CAIET DE SARCINI

privind achiziția serviciilor de proiectare

Studiu de Fezabilitate

pentru proiectul „CENTRALA DE COGENERARE HIBRIDA” în cadrul PNRR 2021, Pilonul I. Tranziția verde, Componenta 6 - Energie, Măsura de investiții 3 - Dezvoltarea de capacități de producție pe gaze, flexibile și de înaltă eficiență, pentru cogcncrarea de energic electrică și

termică țCHP) în termoficarea urbană, în vederea realizării unei decarbonizări profunde

Cod CPV: 79314000-8 - Studii de fezabilitate tun ie :2022

Prezentul Caiet de sarcini face parte integrantă din documentația de atribuire și constituie ansamblul cerințelor pe baza cărora ofertantul elaborează propunerea tehnică și cea financiară.

Acest caiet de sarcini conține indicații privind regulile de bază care trebuie respectate astfel încât potențialii ofertanți să elaboreze propunerea tehnică corespunzător cu necesitățile Autorității Contractante.

Cerințele impuse prin Caietul de Sarcini sunt minimale si obligatorii. în acest sens oferta de servicii care se abate de la prevederile Caietului de Sarcini sau prezintă servicii cu caracteristici tehnice inferioare celor prevăzute în acesta sau care nu satisfac cerințele impuse în acesta, va fî respinsă ca neconformă.

• 1.    Informații generale

  • 1.1.    Denumirea obiectivului de investiții elaborare Studiu de fezabilitate pentru proiectul "Centrala de cogenerare hibrida" în cadrul Planului Național de Redresare și Reziliență (PNRR), Pilonul I. Tranziția verde, Componenta 6 - Energie, Măsura de investiții 3 - Dezvoltarea de capacități de producție pe gaze, flexibile și de înaltă eficiență, pentru cogenerarea de energie electrică și termică (CHP) în termoficarea urbană, în vederea realizării unei decarbonizări profunde.

Codul CPV: 79314000-8.

Etapele de îndeplinire a contractului de prestări servicii:

• -    proiectare - studiu de fezabilitate, studiu geo;

• -    documentație pentru obținerea avizelor si acordurilor de amplasament;

notificare in vederea obținerii acordului de mediu, memoriu de prezentare, elaborare documentație in vederea obținerii avizului de principiu de gospodărire a apelor.

• 1.2.    Ordonator principal de credite/investitor: Municipiul Bacău - Thermoenergy Group SA Bacau

• 1.3.    Ordonator de credite (secundar/terțiar): -

• 1.4.    Beneficiarul investiției: Municipiul Bacău - Thermoenergy Group S.A. Bacău

• 1.5.    Elaboratorul temei de proiectare: Thermoenergy Group SA Bacău

• 1.6.    Sursa de finanțare: finanțarea necesară susținerii acestei prestații este asigurată din fonduri de la Bugetul Local al Municipiului Bacau, așa cum a fost aprobată în PROGRAMUL DE INVESTIȚII AL MUNICIPIULUI BACAU PE ANUL 2022, adoptat prin HCL Bacău nr. 43/07.02.2022, privind aprobarea Bugetului de venituri si cheltuieli si a Programului de investiții pe anul 2022, ale Consiliului Local al Municipiului Bacău si a prognozei pe următorii trei ani, respectiv: anexa 2K2 la HCL Bacău nr. 43/07.02.2022, Programul de Investiții, Capitolul „Alte cheltuieli de investitii” defalcate pe categorii de bunuri repartizate in anul 2022, Cont 81.02.50 - Combustibili și Energie -Thermoenergy Bacău, I. Studii si expertize, poziția 8 Centrala de cogenerare hibrida - SF, taxe OCPI, studiu geo, doc. CU, doc. avize, taxe, acorduri" aplicație PNRR.

Ca urmare, obiectivul a fost preluat in Programul de investitii pentru anul 2022 de către Thermoenergy Group SA Bacau, in anexa C.3 Cheltuieli pentru elaborarea studiilor de prefezabilitate si fezabilitate si a altor studii aferente obiectivelor de investitii, poz. 9, care dorește achiziția publică a

serviciilor de Proiectare pentru elaborarea Studiului de Fezabilitate (inclusiv Analiza Cost-Beneficiu), geo, doc. CU, doc. avize pentru proiectul „Centrala de cogenerare hibrida”.

• 2.    Date de identificare a obiectivului de investiții

In cadrul acestui caiet de sarcini, Thermoenergy Group SA Bacău dorește atribuirea prin achiziție publică a activității de elaborare a studiului de fezabilitate care se va integra in documentația necesara aplicării pentru finanțarea proiectului „Centrala de cogenerare hibrida”.

Contextul realizării acestei achiziții de servicii

Odată cu accederea României în Uniunea Europeană, una din oportunitățile acestui statut și proces, dictat de nevoia de dezvoltare și atingere a aceluași nivel economic și social cu celelate țări membre ale Uniunii, o reprezintă finanțarea neramburasabilă prin mecanismele financiare instituite la nivel european pentru toți membrii Uniunii.

La nivel european si național există un cadru instituțional financiar foarte bine organizat, fiind stabilite mecanisme de finanțare pentru diferite domenii și probleme cu caracter comun tuturor membrilor. Unul din aceste mecanisme îl reprezintă Planului Național de Redresare și Reziliență (PNRR), Pilonul I. Tranziția verde, Componenta 6 - Energie, Măsura de investiții 3 - Dezvoltarea de capacități de producție pe gaze, flexibile și de înaltă eficiență, pentru cogenerarea de energie electrică și termică (CHP) în termoficarea urbană, în vederea realizării unei decarbonizări profunde.

Obiectivele acestei strategii sunt:

• •    Asigurarea continuității, calității și siguranței alimentării cu energie termică a populației;

• •    Creșterea eficienței în alimentarea cu energie termică a populației;

• •    Modernizarea și extinderea SACET în condiții de eficiență utilizând fonduri proprii, fonduri atrase și fonduri europene;

• •    Decarbonarea sistemului de încălzire / răcire, respectiv reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră la nivelul municipiului Bacău.

Termoficarea sau furnizarea de căldură în sistem centralizat urban, cum este uneori cunoscută, reprezintă o responsabilitate a municipalității cu un regim special. UAT Municipiul Bacău, ca entitate responsabilă pentru asigurarea serviciului public de alimentare cu energie termică în municipiul Bacău, una dintre cele mai importante utilități adresate locuitorilor săi, deține Sistemul de Alimentare Centralizată cu Energie Termică - SÂCET Bacău.

SACET este compusă dintr-o serie de instalații și echipamente termo-energetice care în prezent sunt operate și gestionate, în baza Contractului de delegare a gestiunii serviciului public de alimentare cu energie termica în sistem centralizat din Municipiul Bacău nr. 69695/1088/15.11.2018, de către S.C. Thermoenergy Group S.A. Bacău, in calitate de operator comercial specializat.

Sistemul de alimentare centralizată cu energie termică (SACET), are următoarele componente principale:

• •    sursa de producere a energiei termice:

CET Bacău I - Chimiei;

CET Bacău II - Letea;

Centrale termice de cvartal.

• •    rețele termice de transport - asigură transportul energiei termice între sursă și punctele termice -71,431 km conducte;

• •    punctele termice - în prezent 55, asigură transferul energiei termice între agentul de transport și agentul de distribuție;

• •    module termice - în prezent 41, asigură transferul energiei termice între agentul de transport și agentul de distribuție;

• •    centrale termice de zonă - în prezent 7 și rețea de distribuție 22,237 km conducte;

• •    rețele termice de distribuție - asigură distribuția energiei termice de la punctele termice și centralele termice de cvartal către consumatorii finali - 385,099 km conducte;

• •    consumatorul final.

Thermoenergy Group S.A. Bacău asigură transportul energiei termice produse sub formă de apă fierbinte prin rețelele termice de transport, bifilare (tur-retur) aferente sistemului de alimentare centralizată cu energie termică a Municipiului Bacău.

Din rețelele termice de transport, sunt alimentate:

• •    55 stații termice (puncte termice urbane) aflate în exploatarea Thermoenergy Group S.A. Bacău, prin care sunt alimentați consumatorii de tip urban și asimilați, puterea termică totală instalată în punctele termice fiind de 302,297 MWt.

• •    41 module termice aflate în exploatarea Thermoenergy Group S.A. Bacău, prin care sunt alimentați consumatorii de tip urban și asimilați, puterea termică totală instalată în punctele termice fiind de 17,195 MWt.

• •    12 puncte termice aparținând unor agenți economici, puterea termică totală instalată fiind de 45,09 MWt.

Sursa de producere a energiei termice

Sursa de producere a energiei electrice și termică a suferit modificări în perioada 2012-2014, ca urmare a renunțării la funcționarea cu combustibil solid. Prin realizarea proiectelor finanțate prin POS Mediu Axa 3 „Retehnologizarea sistemului de termoficare din Municipiul Bacău în vederea conformării la normele de protecția mediului privind emisiile poluante în aer și pentru creșterea eficienței în alimentarea cu căldură urbană”, s-a retehnologizat cazanul de apă fierbinte CAF 100 Gcal/h din CET Bacău II Letea și s-a instalat un nou grup de cogenerare cu ciclu combinat gaze-abur de 10,95 MWe în CET Bacău I Chimiei. Ca urmare s-a trecut în conservare grupul energetic de 50 MW pe lignit și s-a închis depozitul de zgură și cenușa din satul Ruși Ciutea, comuna Letea Veche.

Noua configurație a surselor de producere asigură respectarea cerințelor BAT, cu performanțe și eficiență ridicată, cu grad de cogenerare superior, reducându-se nivelul de poluare al mediului înconjurător.

Pe platforma din str. Chimiei nr. 6 sunt in prezent următoarele surse de producere:

• 1.    CET Bacău I Chimiei nr. 6 cu următoarele echipamente principale de producere agent termic:

• •    Un grup de cogenerare de 50 MW cu un cazan de abur numit CAE 1 - IMA 1, cu funcționare pe lignit și gaze naturale 420 t/h, 140 bar, 540 °C - an pif 1997, retras din exploatare din anul 2013 după renunțarea la funcționarea cu cărbune (POS Mediu Axa 3) - in prezent indisponibil si o turbină cu abur de 50 MWe, cu condensație și prize reglabile de 13 bar și 1,2 bar - an pif 1997, retrasa din exploatare din anul 2013 după inchiderea cazanului de abur de 420 t/h - in prezent indisponibila;

• •    Un cazan de abur industrial numit CAI de 100 t/h - IMA2, 17 bar, 280 °C cu funcționare pe gaze și CLU - este retras din exploatare din 10.01.2022 in urma rezultatului documentației tehnice privind evaluarea stării tehnice si de stabilire a condițiilor de funcționare in siguranța nr. 2021/CEMRO/2332 înregistrata cu nr. 34/07.01.2022 - in prezent indisponibil;

• •    Un grup de cogenerare cu turbină cu gaze (ITG3) cu putere electrică de 14 MWe cu cazan recuperator cu putere termică de 22 MWt (18,9 Gcal/h), cu un cazan ajutător de apă fierbinte pe

gaze naturale LOOS de 3 MWt pentru preluarea sarcinilor de vârf sau compensarea sarcinii unității de cogenerare cu turbină cu gaze si trei schimbătoare de căldură pentru termoficare cu puterea de 12,5 MWt fiecare care transferă căldura din circuitul cazan recuperator ITG/cazan ajutător;

• •    Un grup de cogenerare în ciclul combinat gaze - abur cu putere termică de 14 MWt și electrică de 10,95 Mwe, compus din turbina cu gaze și turbină cu abur cu contrapresiune și priză reglabilă de 1,2 bar si cazan recuperator cu ardere suplimentara.

• •    Două cazane de abur auxiliar de 10 t/h fiecare necesare pentru degazarea apei de adaos. Transportul energiei termice este asigurat in sezonul de vara cu o electropompa de transport agent termic cu convertizor de frecvență si in sezonul de iama cu 2 electropompe (una pe convertizor de frecventa si una clasica).

Stația de pompe de termoficare din CET I Bacău Chimiei are în componență următoarele echipamente: doua electropompe tip TD400-300-600 nr. 3, 4 și doua electropompe tip KSB tip HPK-S 300-630 nr. 1, 2 echipate cu convertizor de frecvență a motoarelor.

• 2.    CET Bacău II Letea nr. 28 are în compunere ca echipamente principale următoarele:

• •    un cazan de apă fierbinte numit CAF de 100 Gcal/h (116 MWt) - IMA 3 cu funcționare pe gaze și păcură - reabilitat și recepționat în anul 2014 în cadrul POS Mediu Axa 3 - etapa I. Pentru îndeplinirea cerințelor de mediu, in anul 2022 este planificata reducerea puterii termice la 48 MWt, iar in anul 2025 revenirea la puterea termica de 100 Gcal/h prin montarea de arzatoare cu NOx redus.

•    In anul 2022: in procedura de reducere capacitate la 47 MWt - pentru conformarea la cerințele legislației de mediu pentru perioada 01.01.2023-2025;

•    In perioada 2022 -- 2023: in procedura de înlocuire sistem convectiv si pereți membrana;

•    In perioada 2023-2024: modernizare CAF lOOGcal/h prin montarea de arzatoare (cu NOx redus) cu revenirea la capacitatea termica de 100 Gcal/h -pentru conformare la cerințele legislației de mediu începând cu 2025 si conform strategiei de termoficare reactualizata in anul 2022.

• 3.    Centrale termice insulare (locale)

Sistemul de termoficare al Municipiului Bacău, are în momentul de față în exploatare șapte centrale termice insulare. Acestea sunt echipate cu cazane cu funcționare pe gaze naturale. Centrala Bistrița a fost modernizată în anul 2002, iar restul de centrale nu sunt modernizate, funcționând dinainte de anul 1970.

înainte de Etapa I a POS Mediu Axa 3, se aflau în exploatare 10 centrale termice insulare. Odată cu începerea Etapei l-a POS Mediu Axa 3 a fost pusă în evidență oportunitatea racordării consumatorilor a trei dintre aceste centrale termice și 2 puncte termice nemodemizate la sistemul centralizat de încălzire, în varianta de extindere a rețelei de transport cu aproximativ 2,8 km de traseu cu două fire de agent termic de transport și înlocuirea echipamentelor existente cu module termice.

în acest caz se află CT 4/6 - 9 Mai, CT 3/2 Mărășești, CT Primărie și blocul nr. 4 din str. Erou Gheorghe Rusu, care este racordat la CT 3/5 Dr. Aroneanu, unde au fost dezafectate echipamentele existente și transformate în module termice.

Pentru șase centrale termice rămase (mai puțin CT Bistrița) este elaborat un studiu de fezabilitate ce prevede, de asemenea, extinderea rețelei de transport și montarea de module termice.

Serviciul public de alimentare cu energie termică în sistem centralizat Bacau face parte din sfera serviciilor comunitare de utilități publice și cuprinde totalitatea activităților privind producerea, transportul, distribuția și furnizarea energiei termice, desfășurate la nivelul unității administrativ-5

teritoriale Bacau sub conducerea, coordonarea, controlul și responsabilitatea autorității administrației publice locale, în scopul asigurării energiei termice necesare încălzirii și preparării apei calde de consum pentru populație, instituții publice, obiective social-culturale și operatori economici, după următoarele principii:

• a)    utilizarea eficientă a resurselor energetice;

• b)    dezvoltarea durabilă a unităților administrativ-teritoriale;

• c)    diminuarea impactului asupra mediului;

• d)    promovarea cogenerării de înaltă eficiență și utilizarea surselor noi și regenerabile de energie;

• e)    reglementarea și transparența tarifelor și prețurilor energiei termice;

• f)    asigurarea accesului nediscriminatoriu al utilizatorilor și producătorilor de energie termică la rețelele termice și la serviciul public de alimentare cu energie termică, în condițiile legii;

• g)    «un condominiu - un sistem de încălzire având la bază multiple soluții tehnice de încălzire ce pot utiliza în mod unic sau combinat mai multe surse de materie primă energetică, asigurând reducerea emisiilor de carbon și un grad înalt de eficiență energetică»;

• h)    sănătatea populației;

• i)    protejarea investițiilor în sistemul de alimentare cu energie termică realizate de către autoritățile administrației publice locale sau alți investitori;

• j)    utilizarea și montarea unor instalații și echipamente a căror performanțe să asigure și să garanteze gradul de siguranță impus de legislația în vigoare pentru infrastructură și pentru sănătatea populației.

Dată fiind existența unei problematici comune la nivel comunitar european, Comisia Europeană pune la dispoziția beneficiarilor autorități locale prin Pilonul L Tranziția verde, Componenta 6 -Energie, Măsura de investiții 3 - Dezvoltarea de capacități de producție pe gaze, flexibile și de înaltă eficiență, pentru cogenerarea de energie electrică și termică (CHP) în termoficarea urbană, în vederea realizării unei decarbonizări profunde în cadrul Planului National de Redresare si Rezilienta, fonduri necesare tocmai pentru susținerea de proiecte ambițioase care să amelioreze, să înnoiască și să dezvolte sistemele centralizate urbane de alimentare cu energie termică.

Obiectivul măsurii de investiții 1.3 din cadrul PNRR este de a contribui la realizarea unei decarbonări adânci prin investiții în unități/centrale de producție a energiei electrice și termice în cogenerare de înaltă eficiență, în sectorul încălzirii centralizate, flexibile, prin folosirea gazului natural, pregătite pentru amestec cu gazele regenerabile/ cu emisii reduse de carbon, inclusiv hidrogen verde, oferind centralelor posibilitatea să atingă pe durata de viață economică, pragul de maximum 25Og CO2 eq/KWh.

Conform abordării strategice asumate prin Reforma 4 - Dezvoltarea unui cadru legislativ și de reglementare favorabil tehnologiilor viitorului, în special hidrogen și soluții de stocare din PNRR, prin elaborarea Strategiei Naționale a Hidrogenului și a Planului de acțiune se vor pune bazele cadrului legislativ și de reglementare pentru instalarea noilor aparate și echipamente (precum centrale/cazane etc) pregătite pentru hidrogen.

Punerea în funcțiune a unităților de cogenerare flexibile și de înaltă eficiență în termoficarea urbană în cadrul apelului de proiecte are în vedere conformarea cu orientările tehnice oferite în Comunicarea Comisiei Orientări tehnice privind aplicarea principiului de „ a nu prejudicia în mod semnificativ” în temeiul Regulamentului privind Mecanismul de redresare și reziliență (2021/C

58/01)⁴, conform cerințelor precizate în cuprinsul Ghidului Specific - Condiții de accesare a finanțării - Sprijinirea investițiilor în cogenerarea de înaltă eficiență în termoficarea urbană.

Aceste angajamente reprezintă efortul țării noastre de a contribui la atingerea țintelor climatice asumate la nivelul Uniunii Europene până în 2030: reducerea cu minimum 55% a emisiilor de gaze cu efect de seră și creșterea ponderii energiei din surse regenerabile în consumul final brut de energie cu 32%. Din perspectiva potențialului de energie din surse regenerabile, România ar putea opta pentru utilizarea hidrogenului în procesele industriale, în contextul în care gazul natural reprezintă 34% din mixul energetic utilizat actualmente în sectorul industrial, iar înlocuirea acestuia cu hidrogen din surse regenerabile sau cu conținut scăzut de carbon reprezintă o modalitate importantă pentru decarbonare. Hidrogenul este unul dintre purtătorii de energie/agenții termici cu emisii reduse, potrivit pentru generarea de căldură la temperaturi ridicate fiind pilonul principal al țintei de decarbonare.

In scopul asigurării unui grad cât mai mare de succes procesului de obținere a unei astfel de finanțări nerambursabile din PNRR 2021, Pilonul I. Tranziția verde, Componenta 6 - Energie, Măsura de investiții 3 - Dezvoltarea de capacități de producție pe gaze, flexibile și de înaltă eficiență, pentru cogenerarea de energie electrică și termică (CHP) în termoficarea urbană, în vederea realizării unei decarbonizări profunde, Thermoenergy Group SA Bacău dorește atribuirea prin achiziție publică a activității de elaborare a studiului de fezabilitate care se va integra in documentația necesara aplicării pentru finanțarea proiectului „Centrala de cogenerare hibrida”.

• 2.1.    Informații privind regimul juridic, economic și tehnic al terenului, construcției existente, documentație cadastrală.

Terenul pe care se propune realizarea investiției este un teren care a trecut in proprietatea UAT Bacau, in baza Deciziei nr. 91/2022 pronunțata de Curtea de Apel Targu Mureș. Se anexeaza un plan de situație Thermoenergy. Entitatea contractanta va pune la dispoziție ofertantului câștigător studiul topo si certificatul de urbanism, astfel incat, acesta va trebui sa elaboreze documentațiile pentru obținerea avizelor si acordurilor prevăzute in certificatul de urbanism.

• 2.2.    Particularități ale amplasamentului propus pentru realizarea obiectivului de investiții, după caz:

• a)    descrierea succintă a amplasamentului propus

Amplasamentul este situat in intravilanul municipiului Bacau. Amplasamentul acestei centrale este propus in incinta Thermoenergy Group SA Bacau denumita CET 1 Chimiei, str. Chimiei nr. 6, Bacau, in vecinătatea amplasamentului grupului de cogenerare cu turbina cu gaze de 14 MWe denumita ITG3, marcat pe “Planul amplasamentului centralei de cogenerare hibrida” anexat la caietul de sarcini.

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

Accesul se poate efectua dinspre str. Chimiei nr. 6, Bacau, din DJ207G, prin poarta de acces nr. 1 existenta, ce deservește Thermoenergy Group SA.

• c)    surse de poluare existente în zonă: pe platforma din CET 1 str. Chimiei nr. 6 se afla următoarele surse de producere energie termica si electrica in prezent, care funcționează cu gaze naturale:

• •    Un grup de cogenerare cu turbină cu gaze (ITG3) cu putere electrică de 14 MWe cu cazan recuperator cu putere termică de 22 MWt (18,9 Gcal/h), cu un cazan ajutător de apă fierbinte pe gaze naturale LOOS de 3 MWt pentru preluarea sarcinilor de vârf sau compensarea sarcinii unității de cogenerare cu turbină cu gaze si trei schimbătoare de căldură pentru termoficare cu puterea de 12,5 MWt fiecare care transferă căldura din circuitul cazan recuperator ITG/cazan ajutător;

• •    Un grup de cogenerare în ciclul combinat gaze - abur compus din turbina cu gaze și turbină cu abur cu contrapresiune și priză reglabilă de 1,2 bar, cu putere termică de 14 MWt și electrică de 10,95 MWe si un cazan recuperator cu arzator suplimentar;

• •    Două cazane de abur de 10 t/h fiecare necesare pentru degazarea apei de adaos.

• d)    particularități de relief: nu este cazul.

• e)    nivelul de echipare tehnico-edilitară al zonei și posibilități de asigurare a utilităților:

In incinta CET 1 Chimiei sunt asigurate utilitățile: apa potabila, canalizare, gaze naturale, energie electrica, energie termica, telefonie, internet, precum si instalațiile de livrare spre oraș a energiei termice si evacuare spre sistemul energetic național a energiei electrice produse.

• f)    existența unor eventuale rețele edilitare în amplasament care ar necesita relocare/protejare, în măsura în care pot fi identificate: se vor determina în perioada de elaborare a studiului de fezabilitate.

• g)    posibile obligații de servitute: se vor identifica în perioada de elaborare a studiului de fezabilitate.

• h)    condiționări constructive determinate de starea tehnică și de sistemul constructiv al unor construcții existente în amplasament, asupra cărora se vor face lucrări de intervenții: Prestatorul va trebui ca, la alegerea soluției optime sa tina cont ca noua centrala de cogenerare hibrida va trebui sa funcționeze interconectata cu celelalte centrale existente in incinta Thermoenergy. Noua centrala de cogenerare va trebui sa fie flexibila in funcționare. In funcție de configurația surselor de producere si modul de acoperire a necesarului de energie termica pentru consumatorii din municipiul Bacau, prestatorul va stabili soluția tehnica pentru integrarea in schemele de funcționare. Pentru aceasta, prestatorul va efectua un studiu hidraulic pentru integrarea in schema de funcționare in paralel/simultan a tuturor surselor de producere a energiei termice si electrice ale SACET Bacau. Pentru racordarea centralei la utilitățile din zona si la caile de livrare/evacuare energie termica/electrica, in studiul de fezabilitate vor fi prevăzute cheltuielile necesare realizării acestora, după analizarea posibilităților de preluare a noii capacitati de către echipamentele si instalațiile existente, in funcție de vechimea si tehnologia acestora.

• i)    reglementări urbanistice aplicabile zonei conform documentațiilor de urbanism aprobate: - vor rezulta din certificatul de urbanism.

• j)    existența de monumente istorice/de arhitectură sau situri arheologice pe amplasament sau în zona imediat învecinată; existența condiționărilor specifice în cazul existenței unor zone protejate sau de protecție: nu este cazul.

• 2.3.    Descrierea succintă a obiectivului de investiții propus din punct de vedere tehnic și funcțional:

• a)    destinație și funcțiune

Gestionarea Sistemului de alimentare centralizată cu energie termică - SACET Bacău, dată fiind complexitatea și specificitatea acestei activități, a fost atribuită conform legislației în vigoare prin delegarea serviciului public de alimentare cu energie termică în Municipiul Bacău către un operator comercial - Thermoenergy Group SA - așa cum a fost aprobat prin HCL Bacău nr. 350/28.09.2018, iar reglementarea realizării efectivă a serviciului este stabilită prin Regulamentul serviciului public de alimentare cu energie termica în sistem centralizat din Municipiul Bacău și 8

Caietul de sarcini al serviciului public de alimentare cu energie termică în sistem centralizat din Municipiul Bacau așa cum au fost aprobate prin HCL Bacău nr. 137 din 30.06.2015, modificat prin HCL Bacău nr. 164 din 14.08.2015.

In contextul Planului National de Redresare si Rezilienta, precum si pentru conformarea la prevederile Pactului verde european în vederea reducerii emisiilor de CO2 prin utilizarea hidrogenului, Municipiul Bacau a procedat la Reactualizarea Strategiei de Alimentare cu Energie Termica a Municipiului Bacau, pana la nivelul anului 2033, in care este trasata ca măsură investitionala de realizare a unei centrale de cogenerare hibrida ca sursa de producere pentru asigurarea continuității furnizării de energie termica in caz de indisponibilități ale surselor existente, care sa funcționeze cu gaze naturale si sa fie pregătită si pentru o funcționare cu hidrogen pana in anul 2030.

în acest context demararea unei investiții intr-o centrala de cogenerare hibrida este prioritară, iar pentru realizarea acesteia este obligatorie asigurarea unei finanțări optime imediate.

în acest context, atribuirea serviciului prevăzut în prezentul Caiet de sarcini este una din necesitățile pentru asigurarea unei surse de producere a energiei termice de rezerva pe gaze, flexibile si de inalta eficienta si demararea procesului de de carbonizare,

Obiectul achiziției este elaborarea Studiului de Fezabilitate si a Analizei Cost-Beneficiu, a documentației cadastrale, studiului geo, documentației pentru obținerea certificatului de urbanism, documentației pentru obținerea avizelor inscrise in certificatul de urbanism pentru proiectul „Centrala de cogenerare hibrida”, in vederea integrării acestuia in documentația pentru obținerea finanțării în cadrul PNRR 2021, Pilonul I. Tranziția verde, Componenta 6 - Energie, Măsura de investiții 3 - Dezvoltarea de capacități de producție pe gaze, flexibile și de înaltă eficiență, pentru cogenerarea de energie electrică și termică (CHP) în termoficarea urbană, în vederea realizării unei decarbonizări profunde.

Obiectivul general al proiectului „Centrala de cogenerare hibrida" îl reprezintă decarbonarea sistemului de încălzire / răcire, respectiv reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră la nivelul municipiului Bacău și îmbunătățirea calității aerului.

Obiectivele specifice ale proiectului pentru care se elaborează Cererea de Finanțare, așa cum au fost identificate la nivelul Beneficiarului/Autorității Contractante, sunt:

• •    Asigurarea continuității, calității și siguranței alimentării cu energie termică a consumatorilor casnici și non-casnici;

• •    Creșterea eficienței în alimentarea cu energie termică a populației;

• •    Modernizarea și extinderea SACET în condiții de eficiență;

• •    Asigurarea unei surse de producere de rezerva;

• •    Creșterea eficienței energetice, luând în considerare evoluțiile în domeniul eficienței energetice la nivelul centrelor urbane.

• b)    caracteristici, parametri și date tehnice specifice

Municipiul Bacău este municipiul reședință al județului Bacău, fiind și cel mai mare centru urban din județ (populația municipiului reprezintă 23,4% din numărul total de locuitori ai județului și o suprafață de peste 41 de km²).

în contextul importanței centrului urban pe care îl reprezintă Municipiul Bacău, justificarea proiectului este legată de continuarea măsurilor pe care România trebuie să le realizeze ca obligație a sa odata cu integrarea in Uniunea Europeana în ce privește emisiile poluante în aer, în contextul noii Politici Europene “Green Deal”, privind reducerea impactului negativ al gazelor cu efect de seră (GES) și minimizarea efectelor schimbărilor climatice, creșterea eficienței energetice și asigurarea caracterului durabil și sustenabil al sistemului centralizat de încălzire urbană.

In cadrul strategiei de alimentare cu energie termica a municipiului Bacau, pana la nivelul anului 2033, la capitolul 3. Analiza diagnostic tehnică, economică și de mediu a SACET Bacau pe anul 2019 și 2020, s-au efectuat Analize care au la bază date de operare ale centralei de cogenerare și date de operare privind sistemul de transport și distribuție, rezultând următoarele: “în prezent, energia termică este produsă din grupul cu turbina cu gaze (22 MWt), grupul cu ciclu combinat gaze-abur (14 MWt) și CAF 100 Gcal/h (116 MWt). Se constată că în perioada de iarnă, debitul maxim livrat din sursă este cca. 88 MWt. De asemenea, se constată că în cazul indisponibilității CAF-ului, nu există capacitate de rezervă pentru producerea apei fierbinți, ceea ce înseamnă neasigurarea cererii de căldură din partea consumatorilor și decizia acestora de a se debranșa de la SACET”.

Ca urmare, una din masurile investitionale trasate este necesitatea realizării unei centrale de cogenerare hibridă flexibila si de înalta eficienta (pe gaz natural și hidrogen), dimensionată pentru un necesar de cca. 22 MWt care va utiliza o tehnologie de cogenerare cu alimentare mixtă hidrogen și gaz natural (a se consulta fig. 8.a si 8.b). Aceasta centrala va fi conceputa astfel incat, pana in anul 2030, hidrogenul sa provină de la o instalație de electroliză, care va avea asigurat consumul de energie electrica necesara funcționarii, de la un parc fotovoltaic.

Astfel, prin prezentul caiet de sarcini se dorește realizarea studiului de fezabilitate prin care sa se implementeze montarea unei centrale de cogenerare hibridă flexibila si de inalta eficienta (pe gaz natural și hidrogen), dimensionată pentru un necesar de cca. 22 MWt care va utiliza o tehnologie de cogenerare cu alimentare mixtă hidrogen și gaz natural.

Pentru racordarea centralei la utilitățile din zona si la caile de livrare/evacuare energie termica/electrica, in studiul de fezabilitate vor fi prevăzute cheltuielile necesare realizării acestora, după analizarea posibilităților de preluare a noii capacitati de către echipamentele si instalațiile existente, in funcție de vechimea si tehnologia acestora.

Se vor avea in vedere cel puțin următoarele aspecte: racordarea la conducta de gaze naturale, racordarea la instalațiile existente de livrare a energiei termice, racordarea la conductele de apa si canalizare, alimentarea/evacuarea energiei electrice: statii electrice de 0,4 si 6 kV, trafo 6/0,4 kV, trafo 110/6 kV, izolatori 110 kV, celula 110 kV, integrarea in instalațiile electrice existente, integrarea in sistemul de conducere centralizata a proceselor (SCADA) existent a tuturor instalațiilor nou realizate, se va analiza configurația statiei de pompe termoficare in contextul funcționarii cu noua centrala de cogenerare hibrida, se va asigura accesul pietonal si auto de la intrarea in incinta Thermoenergy si pana la amplasamentul centralei de cogenerare hibrida, prin prevederea unui drum de acces.

Pentru asigurarea evacuării energiei electrice produse de generatoarele noii centrale de cogenerare se va prevedea racordarea acestora la instalatii electrice noi, independente de cele existente, atat pe partea de medie tensiune, in care se racordează generatoarele, cat si in ce privește transformatorul de 110/MT si celula 110 kV a acestuia - calea de evacuare a energiei electrice 11

produse de noua centrala - prin care se realizează conectarea la barele Statiei 110 kV de transformare si conexiuni a Thermoenergy Group SA Bacau. De asemenea se va avea in vedere redundanta echipamentelor pentru asigurarea continuității in alimentarea serviciilor interne ale noii centrale de cogenerare, si asigurarea uni cai alternative de evacuare a energiei electrice in cazul indisponibilității caii de evacuare de baza, avand in vedere ca echipamentele din Statia electrica de 110 kV existenta sunt de tip Electroputere Craiova, fiind fabricate in perioada anilor 1980.

In analiza soluției optime, prestatorul va tine cont ca noua centrala trebuie sa funcționeze interconectata cu celelalte centrale existente prin adaptarea schemei termomecanice si ca trebuie asigurata flexibilitatea in funcționare a acestora, in funcție de configurația surselor de producere si modul de acoperire a necesarului de energie termica pentru consumatorii din municipiul Bacau.

Pentru conformarea la prevederile Pactului verde european, în vederea reducerii emisiilor de CO2 prin utilizarea hidrogenului, se va realiza o centrală de cogenerare hibridă (pe gaz natural și hidrogen), dimensionată pentru un necesar de cca. 22 MWt care va utiliza o tehnologie de cogenerare, cu alimentare mixtă gaz natural si, pana la nivelul anului 2030, si cu hidrogen.

Totodată proiectul vine în completarea investițiilor realizate în sistemul de termoficare din Municipiul Bacău finanțate din POS Mediu 2007-2013, atât în reconfigurarea arhitecturii de producere a căldurii în sistem centralizat prin înlocuirea/reabilitarea instalațiilor mari de ardere (IMA) cu surse de producere cu nivel ridicat de eficiență energetică și cu nivel redus de emisii a pulberilor și emisii puluante în aer, cât și în reabilitarea rețelelor secundare (de distribuție) a agentului termic din cadrul sistemului centralizat de termoficare din Municipiul Bacău.

Deși prin investițiile realizate s-au atins țintele de reducere a nivelului de pulberi și emisii de SO2 si NOx la sursele de producere a energiei termice puse în funcțiune și s-a realizat o reducere a pierderilor pe rețelele termice secundare ce au făcut obiectul intervenței prin POS Mediu, dată fiind lipsa unei surse de producere de rezerva, pentru a asigura sustenabilitatea si flexibilitatea în ansamblu a sistemului de termoficare centralizat din Municipiul Bacău se impune instalarea unei centrale de cogenerare hibrida cu o tehnologie de cogenerare de inalta eficienta, cu alimentare mixtă hidrogen și gaz natural de cca. 22 MWt.

• c)    nivelul de echipare, de finisare și de dotare, exigențe tehnice ale construcției in conformitate cu cerințele funcționale stabilite prin reglementări tehnice, de patrimoniu și de mediu in vigoare - centrala de cogenerare hibridă flexibila si de inalta eficienta (pe gaz natural și hidrogen) va fi dimensionată pentru un necesar de cca. 22 MWt si va utiliza o tehnologie de cogenerare cu alimentare mixtă hidrogen și gaz natural. Aceasta centrala va fi conceputa astfel incat, pana in anul 2030, hidrogenul sa provină de la o instalație de electroliză, care va avea asigurat consumul de energie electrica necesara funcționarii de la un parc fotovoltaic, cu scopul de a reduce impactul negativ al gazelor cu efect de seră (GES) și de a minimiza efectele schimbărilor climatice, creșterea eficienței energetice și asigurarea caracterului durabil și sustenabil al sistemului centralizat de încălzire urbană.

• d)    numărul estimat de noi utilizatori: consumatorii Municipiului Bacau;

• e)    durata minimă de funcționare: 20 de ani;

• f)    nevoi/solicitări funcționale specifice: nu este cazul;

• g)    corelarea soluțiilor tehnice cu condiționările urbanistice, de protecție a mediului si a patrimoniului: - se vor identifica în perioada de elaborare proiect;

• h)    stabilirea unor criterii clare în vederea soluționării nevoii beneficiarului: se vor identifica în perioada de elaborare proiect.

• 2.4.    Cadrul legislativ aplicabil și impunerile ce rezultă din aplicarea acestuia:

Atât Studiul de Fezabilitate cat si Analiza Cost Beneficiul vor fi intocmite conform cerințelor din Ghidul Specific - Condiții de accesare a finanțării - Sprijinirea investițiilor în cogenerarea de înaltă eficiență în termoficarea urbană, al PNRR 2021, Pilonul I. Tranziția verde, Componenta 6 - Energie, Măsura de investiții 3 - Dezvoltarea de capacități de producție pe gaze, flexibile și de înaltă eficiență, pentru cogenerarea de energie electrică și termică (CHP) în termoficarea urbană, în vederea realizării unei decarbonizări profunde, cap. 3.2.10 si 3.2.11:

Studiul de fezabilitate

Va fi întocmit conform prevederilor Hotărârii Guvernului nr. 907/2016 privind etapele de elaborare și conținutul-cadru al documentațiilor tehnico-economice aferente obiectivelor/proiectelor de investiții finanțate din fonduri publice, cu modificările și completările ulterioare și va avea la bază necesitatea dezvoltării proiectului și caracteristicilor tehnice, comparând soluțiile alternative mai detaliate în vederea asigurării alegerii soluțiilor celor mai eficiente din punct de vedere al costurilor.

Prestatorul trebuie să justifice în studiul de fezabilitate (sau într-o analiză/studiu separat), faptul că în urma realizării investiției, se va oferi posibilitatea ca unitatea de cogenerare să atingă pe durata de viață economică, pragul de maximum 250g CO2 eq/KWh, cu o estimare pentru fiecare an corespunzând duratei de viață a investiției. De asemenea, se va ține cont de faptul că amestecul de gaze naturale cu hidrogen este considerat o alternativă pe termen scurt și mediu la funcționarea cu hidrogen (țintă anul 2030), investițiile fiind flexibile din punctul de vedere al volumului de hidrogen utilizat pe durata de viață economică a acestora, fiind evitat efectul de blocare (carbon lock-in effect).

Studiul de fezabilitate va analiza cel puțin două opțiuni tehnice. Ambele opțiuni vor fi analizate din toate punctele de vedere aferente investiției și descrise în conformitate cu cerințele Ghidului Specific PNRR din perspectiva tipurilor de investiții eligibile și a restricțiilor privind cheltuielile eligibile din perspectiva ajutorului de stat.

Investiția are ca rezultat obligatoriu capacitate nouă de producție a energiei electrice și termice, prin investiție nouă.

Se va prezenta analiza cererii de energie în conformitate cu standardele specifice și reglementările ANRE pe o perioadă de cel puțin un an, în relație cu necesitatea investiției.

Toate opțiunile posibile și realiste trebuie analizate și comparate din perspectiva costurilor de investiții și de operare (la valoare actualizată netă).

Analiza Cost Beneficiu

Pentru a evalua viabilitatea financiară și economică a proiectelor de investiții depuse în cadrul acestui apel, aplicațiile de finanțare vor trebui să fie însoțite de analiza cost beneficiu, elaborată în conformitate cu cerințele Ghidului privind Analiza Cost Beneficiu a proiectelor de investiții, întocmit de Comisia Europeană.

Componentele analizei Cost-Beneficiu sunt:

• a)    Prezentarea contextului;

• b)    Definirea obiectivelor;

• c)    Identificarea proiectului;

• d)    Rezultatele studiilor de fezabilitate, însoțite de o analiză a cererii și a opțiunilor;

• e)    Analiza financiară;

• f)    Analiza economică;

• g)    Evaluarea riscurilor.

• a)    Prezentarea contextului

La această secțiune, prestatorul va trebui să furnizeze informații succinte și relevante cu privire la definirea contextului social, economic, politic și instituțional în care proiectul va fi implementat.

Definirea clară a contextului este relevantă în argumentarea nevoilor și constrângerilor care au stat la baza deciziei de investiție, precum și în stabilirea trendurilor viitoare, în special cele legate de cererea pentru produsele/serviciile rezultate în urma implementării proiectului.

• b)    Definirea obiectivelor

La această secțiune, prestatorul va defini obiective clare pentru proiect în scopul de a verifica dacă investiția răspunde unei nevoi existente și de a evalua rezultatele și impactul proiectului.

• c)    Identificarea proiectului

La această secțiune, prestatorul va avea în vedere următoarele aspecte:

• •    proiectul trebuie să fie în mod clar o unitate de analiză independentă. Acest lucru implică faptul că, în unele situații, anumite sub-proiecte sau faze ale unui proiect trebuie apreciate ca un singur proiect în scopul elaborării analizei cost beneficiu. Astfel, dacă cofinanțarea UE se solicită doar pentru anumite etape, urmând ca celelalte etape să fie finanțate de alți investitori/sponsori, analiza cost beneficiu trebuie elaborată pentru întregul proiect;

• •    precizarea aspectelor care țin de capacitatea financiară, tehnică și instituțională a Municipiului Bacau (exemple: regimul TVA, existența subvențiilor de exploatare, aspectele contractuale în cazul în care investiția va fi operată de o altă entitate decât Municipiul Bacau, sursele de finanțare pentru contribuția Municipiului Bacau, etc);

• •    identificarea și descrierea grupului țintă vizat de implementarea proiectului.

• d)    Rezultatele studiilor de fezabilitate, însoțite de o analiză a cererii și a opțiunilor

La această secțiune, prestatorul va furniza informații cu privire la:

• •    Analiza cererii curente și viitoare, estimată ca urmare a implementării proiectului. în funcție de disponibilitatea datelor, se recomandă ca estimarea cererii să fie realizată cu ajutorul metodelor si tehnicilor de previziune statistică;

• •    Analiza de opțiuni;

• •    Concluziile studiului de fezabilitate (prezentarea pe scurt a soluției tehnice, valoarea Devizului General, graficul de implementare a lucrărilor);

• •    Aspecte de mediu (evaluarea impactului reducerii emisiilor de gaze cu efect de seră, etc).

• e)    Analiza financiară

Scopul elaborării analizei financiare este de a:

• •    Evalua profitabilitatea investiției;

• •    Evalua profitabilitatea proiectului din perspectiva proprietarului (în condițiile cofinanțării UE);

• •    Verifica sustenabilitatea financiară a proiectului.

Metodologia utilizată este analiza fluxului de numerar actualizat, care presupune:

• •    Se iau în considerare doar fluxurile de numerar, respectiv valoarea reală de numerar plătită sau primită pentru proiect. Prin urmare, elementele contabile asimilate, de exemplu rezervele de amortizare și fondurile de rezervă nu trebuie incluse în analiza financiară.

• •    Se vor lua în considerare numai fluxurile de numerar din anul în care apar și vor fi proiectate pe o perioadă de referință de 20 de ani pentru sectorul energie, care include și perioada de 14

implementare a operațiunii.

• •    în situația în care durata de viață economică utilă a proiectului depășește perioada de referință, se va lua în considerare și o valoare reziduală. Valoarea reziduală se determină prin calcularea valorii actuale nete a fluxurilor de numerar pentru durata de viață rămasă a proiectului (diferența dintre durata de viață economică utilă și perioada de referință). Valoarea reziduală a investiției este inclusă în analiza fluxului de numerar actualizat numai dacă veniturile depășesc costurile de operare și mentenanțăa investiției.

• •    Venitul net actualizat al proiectului se calculează prin deducerea costurilor actualizate din veniturile actualizate și, dacă este cazul, prin adăugarea valorii reziduale a investiției, ceea ce presupune ca fluxurile de numerar sa fie actualizate prin aplicarea la valoarea curentă a unei rate de actualizare financiară de 4 % în termeni reali, drept valoare de referință.

• •    Analiza financiară trebuie elaborată din perspectiva proprietarului. în cazul SACET Bacau, proprietarul și operatorul sunt entități diferite, de aceea trebuie să se efectueze o analiză financiară consolidată, care exclude fluxurile de numerar între proprietar și operator.

• •    Analiza financiară ar trebui să fie efectuată la prețuri constante (cu prețuri fixate pe baza unui an de referință), dar evoluțiile preconizate ale prețurilor relative pentru inputuri cheie in proiect ar trebui luate în considerare în cadrul evaluării de risc (exemplu: creșterea prețului la utilități).

• •    Analiza financiară trebuie elaborată ținând cont de principiul incremental, respectiv de faptul că evaluarea impactului proiectului se realizează prin compararea a două scenarii:

o Scenariul contrafactual - proiecția fluxurilor de numerar în perioada de referință pentru care se elaborează analiza cost-beneficiu. Prin diferența dintre valoarea actualizată netă (VAN) aferentă scenariului factual și cea a scenariului contrafactual pe durata de viață a proiectului se determină costul eligibil al proiectului în conformitate cu prevederile Comunicării COMISIEI - Orientări privind ajutoarele de stat pentru climă, protecția mediului și energie pentru 2022.

o Scenariul cu proiect - proiecția fluxurilor de numerar în situația implementării prezentului proiect.

Etapele elaborării analizei financiare sunt:

• i.    Evaluarea rentabilității financiare a investiției

Rentabilitatea financiară a investiției va fi evaluată prin estimarea valorii actualizate nete financiare și a ratei de rentabilitate financiară a investiției [VANF/C și RRF/C]². Acești indicatori compară costurile de investiție cu veniturile nete și stabilesc în ce măsură veniturile nete ale proiectului sunt în măsură să ramburseze investițiile, indiferent de sursele de finanțare.

Indicatorii rentabilității financiare a investiției se calculează pe baza fluxului de numerar net incremental, care se calculează ca diferență între fluxul de numerar net generat de scenariul cu proiect și fluxul de numerar net generat de scenariul contrafactual.

Fluxul de numerar net reprezintă diferența dintre intrările de numerar și ieșirile de numerar.

Valoarea actualizată netă financiară (VANF) reprezintă suma care rezultă după ce costurile de investiție, de funcționare și de înlocuire preconizate (actualizate) ale proiectului sunt deduse din valoarea actualizată a veniturilor preconizate. Rata de rentabilitate financiară (RRF) este rata de actualizare care determină o VANF egală cu zero.

Datele necesare, recomandate în proiecția fluxurilor de numerar, sunt:

Ieșiri de numerar

• •    Costurile de investiție totale - includ atât costurile de capital cât și costurile legate de implementarea proiectului care nu vor fi capitalizate (exemple: costuri cu pregătirea documentațiilor de finanțare, costuri cu managementul proiectului, costuri de publicitate și informare, costuri cu auditul proiectului, etc);

• •    Costurile de înlocuire - includ costurile cu înlocuirile de echipamente cu durata de viață economică mai mica decât perioada de referință a proiectului;

• •    Costurile de operare - includ toate costurile generate de operarea și întreținerea noii infrastructuri sau a infrastructurii modernizate. Prestatorul trebuie să identifice o structură detaliată și suficient de completă a costurilor de operare și să furnizeze informații detaliate cu privire la ipotezele de bază avute în vedere în dimensionarea lor cantitativă și prognoza pe întreaga perioadă de referință a proiectului.

Se recomandă evidențierea costurilor de operare și mentenanță pe componente variabile și fixe. Pentru costurile fixe se vor lua în calcul (fără a fi exhaustivă recomandarea): costuri cu întreținerea și reparațiile, costurile cu personalul, costurile administrative, costurile cu redevența și alte costuri cu taxe și licențe de operare. în cazul costurilor variabile, se vor furniza informații detaliate cu privire la calculul consumului de combustibil, fundamentat pe baza randamentului global al echipamentelor și al consumului propriu de energie electrică, costurile cu certificatele CO2 fundamentate pe calculul de emisii CO2, costuri materiale, costuri cu utilitățile, costuri cu serviciile prestate de terți.

Intrări de numerar

• •    Veniturile din operare - includ intrările de numerar plătite direct de utilizatori pentru bunurile sau serviciile din cadrul operațiunii, cum ar fi taxele/tarifele suportate direct de utilizatori pentru utilizarea infrastructurii nou create, intrările de numerar din bonusul de cogenerare, veniturile din comercializarea certificatelor de emisii de gaze cu efect de sera, etc.

Veniturile vor fi determinate pe baza cantităților vândute sau a serviciilor prestate, previzionate pe perioada de referință a proiectului și pe baza prețurilor specifice.

Prestatorul va trebui să furnizeze detalii concrete despre ipotezele avute în vedere la estimarea cererii și ofertei de energie electrică. Având în vedere limitarea tehnologică de depozitare a energiei electrice, trebuie justificat modul în care se asigură echilibrul între consum și producție pentru a preveni întreruperile de activitate. în acest sens vor fi furnizate informații cu privire la aspectele demografice, indicatorii macroeconomici relevanți (PIB, creștere economică, etc), reglementările legale în vigoare, precum și bilanțul energetic actual și cel estimat ca urmare a implementării investiției.

Indiferent de modalitatea stabilirii prețurilor sau tarifelor (pe piață, bilaterale, reglementate) se vor face considerații asupra respectării următoarelor principii:

• >    dacă se respectă principiul “poluatorul plătește” (în special cum influențează aplicarea acestui principiu estimările de preț pe intreaga perioadă de analiză);

• >    dacă principiul recuperării integrale a costurilor a fost reconciliat cu capacitatea de plată a utilizatorilor în condițiile locale concrete și a nivelurilor istorice de preț pe respectiva piață;

în cazul nostru, energia se livrează în sistem la prețuri PZU; fundamentarea de preț nu va lua în considerare prețurile punctuale ale tranzacțiilor la o anumită dată. Având în vedere volatilitatea prețurilor pe piețele PZU (Piața pentru Ziua Următoare) se recomandă folosirea unor prețuri medii la nivelul unei perioade reprezentative (de exemplu an).

Valoarea indicatorilor de rentabilitate financiară ai investiției arată capacitatea veniturilor nete generate de proiect de a acoperi costurile de investiții, indiferent de modalitatea în care acestea sunt finanțate. Interpretarea indicatorilor de rentabilitate financiară ai investiției se face în funcție de valorile de referință existente:

• >    Pentru ca este cazul unei infrastructuri publice, valoarea indicatorului RRF/C este relevant în aprecierea măsurii în care finanțarea UE nu depășește valoarea monetară ce face proiectul rentabil, pentru a nu genera un caz de suprafmanțare. Astfel VANF(C) înainte de contribuția UE ar trebui să fie negativă și RRF(C) ar trebui să fie mai mică decât rata de actualizare folosită pentru analiză;

• >    în cazul proiectelor care intră sub incidența regulilor de ajutor de stat, interpretarea indicatorilor financiari trebuie făcută prin referință la valorile considerate acceptabile de către investitori în domeniul/sectorul în care se implementează proiectul.

• -    La calculul indicatorilor de rentabilitate financiara ai investiției trebuie avute in vedere următoarele aspecte:

• -    Fluxurile financiare de natura dobânzilor si rambursărilor de credite se exclud din ieșirile de numerar ale proiectului pentru calculul indicatorilor de performanță ai proiectului. De asemenea, nu se iau în considerare impozitele, taxele și alte ieșiri de numerar care nu sunt legate de costurile de operare;

• -    în cazul în care taxa pe valoare adăugată nu este un cost eligibil, calculul venitului net actualizat se bazează pe cifre care exclud taxa pe valoare adăugată;

• -    Fluxurile de numerar de tipul subvențiilor, creditelor bancare, finanțarea UE nu sunt incluse în intrările de numerar ale proiectului.

• ii.    Determinarea contribuției maxime din fonduri europene

Stabilirea contribuției maxime din fondurile europene se realizează conform regulilor aplicabile ajutorului de stat.

• iii.    Asigurarea viabilității (sustenabilității) financiare

Analiza de sustenabilitate financiară se bazează pe proiecții privind fluxul de numerar neactualizat.

Ea este utilizată, în principal, pentru a demonstra că proiectul va dispune de lichidități suficiente de la an la an pentru a-și acoperi întotdeauna costurile de investiție și operaționale pe parcursul întregii perioade de referință.

Principalele aspecte ale analizei de sustenabilitate financiară sunt următoarele:

• •    Sustenabilitatea financiară a proiectului este asigurată prin verificarea faptului că fluxul de numerar net cumulat (neactualizat) este pozitiv (sau egal cu zero) pentru fiecare an și pe parcursul întregii perioade de referință luate în considerare;

• •    Fluxurile de numerar nete care sunt luate în considerare în acest sens ar trebui să țină cont de costurile de investiție, de toate resursele financiare (cofinanțare UE, credite bancare, subvenții, alocații bugetare), de veniturile în numerar, de costurile de operare și de înlocuire la momentul în care sunt plătite, de rambursările obligațiilor financiare ale entității precum și de aporturile de capital, dobânzi și taxele directe;

• •    să excludă TVA-ul, cu excepția cazului în care acesta nu este recuperabil;

• •    să nu țină seama de valoarea reziduală decât dacă activul este lichidat în ultimul an de analiză luat în considerare.

Sustenabilitatea financiară a proiectului se va evalua în corelare cu:

• •    graficul de realizare a investiției versus proiecția lunară a fluxului de numerar pe perioada de realizare a investiției;

• •    planul de finanțare și sursele prevăzute, cu prezentarea detaliată a graficelor de rambursare a împrumuturilor, costul creditului, graficul cererilor de rambursare a cheltuielilor efectuate, versus proiecția anuală a fluxului de numerar pe perioada de operare.

• 2.4.1.    DOMENIUL DE ACTIVITATE - Ofertantul trebuie să fie abilitat legal să elaboreze lucrări de proiectare în domeniul producerii energiei termice și electrice.

Ofertantul va trebui sa pună la dispoziția Entitatii Contractante o echipă alcătuită din personal cu competența și experiența necesară, astfel încât să poată desfășură, în condiții optime de calitate și cu respectarea termenelor stabilite, sarcinile definite prin prezentul Caiet de sarcini.

Ofertantul va face dovada capacității, prin prezentarea echipei ce va fi angrenata in execuția contractului. In componenta echipei vor fi in mod obligatoriu, cel puțin:

Expert	Cerințe
Manager de proiect	Calificare educațională: •    Studii superioare absolvite cu diplomă de licență/master sau echivalentul acestora. Experiență generală în domeniul studiilor absolvite: •    Minim 5 ani de experiență profesională generală in elaborarea de strategii/ studii de fezabilitate/ proiecte tehnice pentru implementarea de grupuri de cogenerare de inalta eficienta; Experiență specifică: •    Experiență în activități de management de proiect în care a derulat activități de coordonare echipe multidisciplinare (elaborare de studii, aplicații de finanțare, strategii/planuri (sau proiectare de detaliu) pentru implementarea de grupuri de cogenerare de înalta eficienta. ), în cel puțin un proiect finanțat din fonduri europene.
Inginer energetician, specializare termoenergetică	Calificare educațională: •      Studii superioare absolvite cu diplomă de licență/master sau echivalentul acestora. Experiență generală în domeniul studiilor absolvite: •      Minim 5 ani de experiență profesională generală in elaborarea de strategii/ studii de fezabilitate/ proiecte tehnice pentru implementarea de grupuri de cogenerare de inalta eficienta.
Inginer automatist	Calificare educațională: •      Studii superioare absolvite cu diplomă de licență/master sau echivalentul acestora. Experiență generală în domeniul studiilor absolvite: •      Minim 5 ani de experiență profesională generală in elaborarea de strategii/ studii de fezabilitate/ proiecte tehnice in domeniul energetic sau alte domenii inginerești.
Inginer sisteme electroenergetice	Calificare educațională: •      Studii superioare absolvite cu diplomă de licență/master sau echivalentul acestora. Experiență generală în domeniul studiilor absolvite: •      Minim 5 ani de experiență profesională generală in

	elaborarea de strategii/ studii de fezabilitate/ proiecte tehnice in domeniul energetic sau alte domenii inginerești.
Inginer protecția mediului autorizat/atestat pentru elaborarea Studiului de evaluare a impactului asupra mediului	Calificare educațională: •      Studii superioare absolvite cu diplomă de licență/master sau echivalentul acestora. Experiență generală în domeniul studiilor absolvite: •      Minim 5 ani de experiență profesională generală in care a participat la întocmirea documentațiilor pentru evaluarea impactului asupra mediului in cadrul studiilor de fezabilitate/ proiecte tehnice in domeniul energetic sau alte domenii inginerești.
Inginer construcții civile si industriale	Calificare educațională: •      Studii superioare absolvite cu diplomă de licență/master sau echivalentul acestora. Experiență generală în domeniul studiilor absolvite: •      Minim 5 ani de experiență profesională generală in elaborarea de strategii/ studii de fezabilitate/ proiecte tehnice in domeniul energetic sau alte domenii inginerești.
Specialist în analiză economico-fmanciară, inclusiv analiză cost - beneficiu	Calificare educațională: •      Studii superioare absolvite cu diplomă de licență/master sau echivalentul acestora. Experiență generală în domeniul studiilor absolvite: •      Minim 5 ani de experiență profesională generală in elaborarea de strategii/ studii de fezabilitate pentru domeniul energetic sau alte domenii inginerești. Experiență specifică: •      Implicare ca expert la elaborarea a cel puțin a unei analize economico-financiara aferenta unui proiect de tip strategii/studiu de fezabilitate finanțat din fonduri europene.

Demonstrarea experienței profesionale specifice se va face prin (fara a se limita la):

• -    recomandări ale unor beneficiari finali (public sau privat), din care sa reiasă implicarea specialistului propus în proiecte/contracte/activități similare sau complementare activității de elaborare a unei strategii/studiu de fezabilitate (sau proiectare de detaliu) din domeniul energetic sau alte domenii inginerești, care indeplinesc condiția de complexitate a proiectelor realizate cu finanțare europeana, ex. POIM, POS Mediu, POR sau similare, ori cu finanțare prin împrumuturi de la organisme financiare internaționale, precum BEI, BERD, Banca Mondiala, altele.

• -    orice alte documente (foaie de semnaturi, etc.) din care sa reiasă implicarea efectivă a respectivului expert în proiecte/contracte/activități similare.

Pentru personalul cheie nominalizat, se vor depune CV-uri, declarații de disponibilitate, și după caz, copii după diplomele de studii, care să demonstreze îndeplinirea cerințelor solicitate.

• 2.4.2.    MANAGEMENTUL CALITĂȚII - Ofertantul va prezenta dovada certificării sistemului de management al calității conform SR EN ISO 9001: 2015 pentru domeniul care face obiectul achiziției (copie după certificate), sistem care sa fie certificat de către un organism acreditat din țară sau străinătate.

• 2.4.3.    CERINȚE PRIVIND ÎNTOCMIREA OFERTEI SI CRITERII DE EVALUARE

Ofertantul prestator va întocmi o ofertă compusă din două secțiuni - propunere tehnică și propunerea financiară.

Propunerea tehnică va fi elaborată în concordanță cu cerințele minime impuse în prezentul caiet de sarcini și va conține cel puțin următoarele:

• - descrierea modului de organizare a activității în raport cu obiectul contractului precum și a metodologici proprii de realizare a prestației solicitată prin contract Caietul de Sarcinii, prin descrierea lucrării, prezentarea modului de organizare a activității, resurse angajate (personal și resurse tehnice), sc vor prezenta standardele și normativele ce vor fi utilizate la elaborarea documentațiilor;

• - grafic fizic privind organizarea activității și modalitatea de lucru:

-descrierea rolurilor și responsabilităților personalului și liniile de comunicare dintre aceștia și cu factorii interesați -- personal desemnat cu executarea contractului din partea 1 mti lat ii Contractante, terți și instituții furnizoare de date și informații, dccidcnți ai Consiliului Local:

-declarație pe proprie răspundere că la elaborarea ofertei s-a ținut cont de obligațiile relevante în domeniul mediului, social și al relațiilor de muncă, conform prevederilor ari. 64. alin. 2 din Legea 99 2016 cu modificările si completările ulterioare:

• -    in conformitate cu ari. 192 lit. b) din Legea 99 2016, Ofertantul va face dovada experienței similare în domeniul serviciilor de elaborare documentații tehnico la nivel de studii de prcfczabilitalc strategii studii de fezabilitate proiecte tehnice in domeniul producerii energici electrice si termice sau din alte domenii inginerești similare, prin anexarea la propunerea tehnică a listei contractelor finalizate în ultimii cinci ani, cu o valoare minima de 240.000 lei fara 1 VA la nivelul unuia sau a mai multor contracte.

Propunerea financiară va respecta formularul de oferta. Pretai ofertat va fii exprimat în ROX, Iară TVA (cu 2 zecimale) și va prezenta atât valoarea totala a prestației cât și valoarea fiecărei etape a prestației, respectiv:

valoare Ltapa I Studiul de f ezabilitate si Analiza Cost Beneficiu, studiu gco. documentația pentru obținerea avizelor acordurilor menționate în Certificatul de urbanism - in cuantum de 85% din valoarea totala;

valoare Llapa II - Acordarea de asistenta pe perioada întocmirii Cererii de finanțare in cuantum de 15% din valoarea totala.

Valoarea TVA și valoarea totală a Prestației (incluzând TVA) sc evidențiază distinct.

Criterii de evaluarea ofertelor sc va aplica criteriul de atribuire ,.Cel mai bun raport calitate/pret'h luând în calcul prețul ofertei - componenta financiară fi componenta tehnica.

Ofertele care nu fac dovada calificărilor și expertizei cerute pentru oricare din specialiștii solicitați în echipa de proiect conform cerințelor din prezentul caiet de sarcini sau din care lipsește oferta tehnică VOR LI RLSPIXSL.

Pentru evaluarea componentei tehnice a ofertelor s-au stabilit următorii factori dc ev aluare:

factor de evaluare                           Procentaj/punetaj

Componenta financiară - Prețul ofertei (1T)                   ___ max. 40

Componenta tehnică - Calificarea și experiența profesională a                    max. 60

personalului cheie desemnat pentru executarea contractului (L'2)             __

1 .Manager dc proiect                                                              20

x Pentru participarea in 1-2 contractc/proiccte sc acorda 10 puncte

x Pentru participarea in >3 contractc/proiccte sc acorda 20 puncte

• 2.I nginer cncrgclician, specializare tcrmocncrgctică                                    15

• > Pentru participarea in 1-2 contractc/proiccte - se

acorda 10 puncte

Pentru participarea in >3 contracte proiecte - se acorda 15 puncte

• 3.Specialist în analiză economico-financiară. inclusiv analiză cost -bene Tic iu

• > Pentru participarea in 1-2 contracte'proiecte - se acorda 15 puncte

r- Pentru participarea in >3 contracte proiecte - se acorda 25 puncte

_                     ______TOTAL        _          _     _ max. 100

• 1.    Componenta financiară: Prețul ofertei (11):

l.xaluarca componentei financiare se \a realiza astfel:

Punctajul P^mnax. 40 puncte, se acorda astfel:

• a)    Pentru cel mai scăzut dintre preturi (notat Prcț(_mj_t])) se acorda 40 puncte.

• b)    Pentru celelalte preturi ofertate (notate Prel(_ri))

Punctajul P_(ri) se calculează proporțional, astfel:

P(ti) ' | Pi Clf min) PiCppjj X 40

Notă:

..Pret_(min)" - reprezintă cel mai mic preț ofertat în cadrul procedurii de atribuire și pentru care se aplică criteriul de atribuire.

_:.Prcl_(I1)" - reprezintă prețul pentru care se calculcaza punctajul după metoda menționată anterior.

• 2.    Calificarea și experiența profesională a personalului cheie desemnat pentru executarea contractului (12):

Punctajul tehnic total pentru criteriul de evaluare 1'2 va fi egal cu suma punctelor obținute de fiecare specialist. Punctajul tehnic total maxim ce poate fi acordat factorului 1'2 este de 60 de puncte.

Punctajul total al ofertei evaluate se va calcula ca sumă a tuturor celor 2 criterii de evaluare El si 1'2.

• 2.4.4.    Al .11 CLINTE l .1X rA 11 DL PERSONALUL IMPLICAI' IN REALIZAREA CONTRACTULUI:

• •    In cazul în care, pentru îndeplinirea în bune condiții a activităților incluse în Contract, pe perioada derulării Contractului. Prestatorul va avea nevoie de mai mult personal decât cel specificat în Propunerea 1 clinică, acesta va răspunde pentru asigurarea acestor resurse. Iară costuri suplimentare. In acest caz. Prestatorul își va completa echipa cu propriul personal pe cheltuiala proprie:

• •    Atunci când se realizează înlocuirea unui membru din personalul auxiliar al echipei Prestatorului. înlocuitorul trebuie să dețină cel puțin aceeași experiență și calificare ca și cele solicitate prin Caietul de sarcini.

• •    Prestatorul arc obligația de a asigura personalul adecuat (din punct de vedere al calificării educaționale și profesionale și alocării zilelor de lucru), ca și infrastructura, echipamentele necesare pentru efectuarea eficientă a tuturor activităților enumerate în Caietul de Sarcini și pentru realizarea obiectivelor Contractului din punct de vedere al termenelor, costurilor și nivelului calitativ solicitat.

• •    Prestatorul arc obligația de a se asigura că tot personalul implicat în derularea contractului trebuie să fie independenți și să nu se afle în nici un lei de situație de incompatibilitate cu responsabilitățile acordate lor șisau cu activitățile pe care le vor desfășura în cadrul

Contractului. în plus, pe toată durata de implementare a Contractului, Prestatorul are obligația să ia toate măsurile necesare pentru a preveni orice situație de natură să compromită realizarea cu imparțialitate și obiectivitate a activităților desfășurate pentru realizarea obiectivului Contractului.

• •    Prestatorul are obligația să se asigure și să urmărească cu strictețe că oricare dintre membrii personalului propuși cunosc foarte bine și înțeleg cerințele, scopul și obiectivele Contractului, legislația și reglementările tehnice aplicabile, specificul activităților pe care urmează să le desfășoare în cadrul Contractului precum și a responsabilităților atribuite.

• •    Prestatorul are obligația sa se asigure și să garanteze Entitatii Contractante că personalul pe care îl propune este disponibili pe întreaga durată a Contractului pentru realizarea activităților prevăzute și obținerea rezultatelor agreate prin intermediul Contractului, indiferent de numărul de zile lucrătoare prevăzute pe specialist și/sau perioada de desfășurare a activităților în cadrul Contractului.

• •    Infrastructura de lucru pentru realizarea prestației (spații de lucru, mobilier, tehnică de calcul, digitalizare și multiplicare, etc.) prezentată în Propunerea Tehnică trebuie să fie corespunzătoare scopului Contractului și să îndeplinească toate cerințele de funcționalitate și utilizare (inclusiv aspecte legate de protecția mediului) stabilite prin legislația în vigoare, indiferent de forma de acces la infrastructura necesară pentru realizarea activităților în Contract.

• 2.4.5.    ALTE CERINȚE:

• •    Pentru întocmirea ofertelor, ofertanții pot solicita vizitarea amplasamentului;

• •    Prestatorul va asista entitatea contractanta pe parcursul obținerii avizelor, acordului de mediu si o terta parte - firma de consultanta ce va întocmi cererea de finanțare - pe parcursul întocmirii cererii de finanțare, in vederea clarificării unor eventuale aspecte legate de integrarea studiului si analizei cost beneficiu in cererea de finanțare.

• 2.4.6.    ATRIBUȚIILE SI RESPONSABILITĂȚILE PĂRȚILOR CONTRACTANTE 5                        >                                                                                        3                                        3

Responsabilitățile Prestatorului,

privind serviciile prestate sunt descrise în caietul de sarcini și propunerea de contract, incluse în Documentația de Atribuire.

Prestatorul este responsabil pentru:

• a.    realizarea prestației solicitată prin Contract în conformitate cu cerințele legislației aplicabile, a reglementărilor în vigoare aplicabile și a prevederilor prezentului Caiet de Sarcini;

• b.    asigurarea cu personal adecvat (din punct de vedere al calificării educaționale și profesionale și a alocării zilelor de lucru), cu infrastructura/echipamentele necesare pentru efectuarea eficientă a tuturor activităților și cerințelor prezentate în Caietul de Sarcini ;

• c.    realizarea serviciilor la standardele și/sau performanțele solicitate;

• d.    relationarea, în scris, cu toți factorii interesați (Entitatea Contractantă, autorități, terți și experți nominalizați de Entitatea Contractantă, etc.) implicați în realizarea, avizarea sau autorizarea prestațiilor contractate aferente prestației, în vederea optimei efectuări a acestora;

• e.    Prestatorul va depune toate diligențele necesare și va acționa în cel mai scurt timp posibil, pentru a da curs solicitărilor venite din partea Entitatii Contractante, solicitări ce derivă din natura serviciilor care fac obiectul Contractului, cu condiția ca acestea să fie comunicate în mod expres de către Entitatea Contractantă Contractorului, ca fiind solicitări direct legate de îndeplinirea obiectului Contractului și a obiectivelor Autorității Contractante.

• f.    Prestatorul va oferi Suport tehnic conform solicitărilor, prin intermediul răspunsului la solicitări de clarificări, conform cerințelor de la pct. 2.4.4. Alte cerințe din prezentul Caiet de Sarcini, într-o perioadă rezonabilă de timp (de regulă maxim 3 zile, în raport cu o dificultate medie a solcitării) de la momentul comunicării solicitării de către Entitatea Contractantă;

• g.    Să asigure planificarea resurselor în conformitate cu activitățile care trebuie să se desfășoare pentru derularea contractului;

• h.    Să îndeplinească obligațiile sale, cu respectarea celor mai bune practici din domeniu, a prevederilor legale și contractuale relevante precum și cu deplina înțelegere a complexității legate de derularea cu succes a Contractului, astfel încât să se asigure îndeplinirea scopului și obiectivelor stabilite prin prezentul caiet de Sarcini;

• i.    Să dețină toate atestatele si certificările necesare si obligatorii din punct de vedere legal, pentru îndeplinirea obligațiilor contractuale;

• j.    Să cedeze Municipiului Bacau drepturile patrimoniale de autor pentru lucrarea elaborată odată cu predarea versiunii finale a acesteia.

• k.    Să cedeze Municipiului Bacău toate documentele elaborate pe parcursul derulării Contractului;

Alte obligatii ale Prestatorului:

• •    Prestatorul va avea obligația de a solicita datele și informațiile necesare realizării prestației în mod direct de la toți deținătorii acestora, fiind mandatat în numele Thermoenergy Group SA si a Municipiului Bacău pentru solicitarea acelor date și informații deținute/posibil a fi livrate, de terți și instituții publice fiind obligat să-și culeagă din teren⁵ sau surse proprii, toate celelalte informații îndeplinirii cu profesionalism a prestației.

• •    Prestatorul trebuie sa aibă în vedere că responsabilitatea colectării și verificării datelor și informațiilor îi revine in totalitate pe parcursul prestării serviciilor precum și pe aceea a evitării erorilor de înțelegere sau interpretare sau a rezultatelor cercetării sale neconcludente, neverosimile, neutilizabile sau disporporționate cu situația reală.

• •    Prestatorul are obligația de a respecta si executa dispozițiile achizitorului in orice problemă, menționată sau nu în contract. In cazul în care prestatorul consideră că dispozițiile achizitorului sunt nejustificate sau inoportune, acesta are dreptul de a ridica obiecții, în scris, fără ca obiecțiile respective să îl absolve de obligația de a executa dispozițiile primite, cu excepția cazului în care acestea contravin prevederilor legale.

• •    Prestatorul are obligația de a respecta întreaga legislație a muncii care se aplică personalului sau inclusiv a celor referitoare la angajare, sănătate, securitatea muncii, asistența socială, emigrare și repatriere după caz, și îi va asigura personalului său toate drepturile legale. Achizitorul nu este responsabil de daunele sau accidentele produse ca urmare a nerespectării acestor prevederi.

• •    Prestatorul va solicita angajatilor săi să se conformeze legilor în vigoare, inclusiv legilor referitoare la securitatea muncii.

• •    Prestatorul va lua toate măsurile necesare pentru angajarea întregului personal si forței de muncă necesare realizării prestației, precum si pentru plata, cazarea, masa si transportul acestuia, dacă este cazul.

• •    în cazul în care pe parcursul realizării prestației sau pe perioada întocmirii Cererii de finanțare sau a documentației aferente acesteia de către o terta parte se identifică erori, omisiuni, ambiguități, discrepanțe sau alte deficiențe în elaborare, acestea vor fi remediate ca obligației inclusă în cadrul prestației.

Responsabilitățile Autorității Contractante,

privind serviciile prestate sunt descrise în prezentul Caiet de Sarcini și în propunerea de contract, incluse în Documentația de Atribuire.

Entitatea Contractantă este responsabilă pentru:

• a)    punerea la dispoziția Prestatorului a tuturor informațiilor/documentelor disponibile pentru îndeplinirea prestației;

• b)    desemnarea și comunicarea către Prestator a persoanei responsabile cu interacțiunea și suportul oferit Prestatorului;

• c)    achitarea contravalorii prestațiilor executate de către Prestator, în baza documentelor întocmite și aprobate și a facturilor emise conform condițiilor stabilite prin contract;

• d)    organizarea recepției la terminarea etapizată a prestațiilor executate în conformitate cu prevederile prezentului Caiet de Sarcini si a contractului;

• e)    notificarea Prestatorului în termen de doua zile în vederea formulării răspunsurilor la solicitările de clarificări, după caz.

• 3.    PREDAREA DOCUMENTAȚIEI

Predarea documentației elaborate conform cerințelor din acest caiet de sarcini se va face etapizat, în 90 de zile de la data emiterii ordinului de incepere, fara a include in aceasta durata perioada de obținere a avizelor si a acordului de mediu, astfel:

• •    Studiu geo si Documentații pentru obținerea avizelor/acordurilor menționate în Certificatul de urbanism, inclusiv notificare in vederea obținerii acordului de mediu, memoriu de prezentare, elaborare documentație in vederea obținerii avizului de principiu de gospodărire a apelor = 20 zile după primirea de către proiectant a certificatului de urbanism; plata taxelor de obținere a avizelor/acordurilor este în sarcina beneficiarului; plata intocmirii Studiului geo este in sarcina prestatorului.

• •    Studiul de Fezabilitate si Analiza Cost Beneficiu = 70 zile de la obținerea avizelor/acordurilor.

Termenul de contractare nu va cuprinde duratele de timp pentru obținerea tuturor avizelor/acordurilor stipulate în certificat - inclusiv a documentației de evaluare a impactului asupra mediului.

Documentația se va preda la Thermoenergy Group SA Bacău în 4 exemplare pe suport analogic (hârtie) și 1 (unu) exemplar pe suport electronic (fișier format „.doc”, „excel”, ,,pdf’ si „dwg”).

Prestatorul va respecta în elaborarea documentației prevederile actelor normative în vigoare (norme de calcul, standarde, prescripții, cataloage de produse, e.t.c.), precum și legislația în vigoare din domeniul protecției muncii și protecției mediului.

• 4.    RECEPȚIA LA TERMINAREA PRESTAȚIEI, MODALITATI DE PLATA

Entitatea Contractanta, prin Comisia Tehnica de Avizare a Thermoenergy va verifica modul de prestare a serviciilor pentru a stabili conformitatea cu prevederile din contract coroborate cu cerințele din Caietul de sarcini/ Oferta tehnică a Prestatorului

Comisia Tehnica de Avizare a Thermoenergy poate face observații privitoare la calitatea documentației (conținutul tehnic și condițiile tehnice de elaborare și de prezentare) în termen de cel mult 10 zile de la data primirii documentației. în cazul în care, în acest interval, achizitorul nu își exprimă în scris niciun punct de vedere privitor la calitatea documentației, se consideră că documentația corespunde condițiilor stabilite prin temă.

Prestatorul va prezenta documentația completată sau modificată conform observațiilor scrise ale achizitorului în termen de maximum 10 zile de la data transmiterii acestora.

Documentația se consideră recepționată odată cu emiterea avizului mai sus precizat.

Emiterea facturii de către prestator se va face numai:

• -    dacă documentația îndeplinește în totalitate condițiile prevăzute de legislația în vigoare privitoare la respectarea conținutului tehnic și a condițiilor de elaborare si a cerințelor din caietul dc sarcini;

• -    după obținerea avizului favorabil din partea Comisiei Tehnice de Avizare a entitatii contractante -Thcnnoenergy Group SA Bacau, care va avea in componenta si un reprezentant al UAT Bacau.

Plata se va face în lei, pe baza facturilor emise de prestator, pentru fiecare etapa în parte, in termen dc 30 de zile de la data înregistrării facturilor la sediul entitatii contractante.

Proiectantul va ceda MUNICIPIULUI BACAU drepturile patrimoniale dc autor pentru soluția propusă.

Proiectantul va susține beneficiarul pentru obținerea avizelor si acordurilor.

Cerințele tehnice din prezentul Caiet de Sarcini nu sunt limitative.

Anexe:

plan de situație Thermoenergy.

- Ghidul Specific - Condiții dc accesare a finanțării - Sprijinirea investițiilor în cogenerarea de înaltă eficiență în termoficarea urbană, al PNRR 2021, Pilonul I. Tranziția verde, Componenta 6 - Energie, Măsura de investiții 3 - Dezvoltarea dc capacități de producție pe gaze, flexibile și dc înaltă eficiență, pentru cogenerarea de energie electrică și termică (CHP) în termoficarea urbană, în vederea realizării unei decarbonizări profunde.

ANEXA B

MINUTA ȘEDINȚEI DE COORDONARE SI CLARIFICĂRI

Pag. 1/4

Numărul / data:      1 / 11.10.2022

Locația:            Sediul Thermoenergy S.A. - Str. Chimiei, Nr. 6, Bacau, Romania

Limba utilizata:      Romana

Comandă/contract: 273858972 / 1783 / 8972 - 2022

Denumire proiect: Construire Centrală de Cogenerare Hibrida

Client (Beneficiar): THERMOENERGY GROUP S.A.

Participanti:

ISPE PROIECTARE SI CONSULTANTA S.A.	THERMOENERGY GROUP S.A.
Coordonator Proiect / Șef Secție S.F.P., Dr. Ing. Xxxxxx Xxxxxx	Director General, Ing. Xxxxxxx Xxxxx Primăria Bacău, Ing. Xxxxxx Xxxxxxx
Sisteme Termomecanice, Ing. Xxxxxxxx Xxxxxxxxx	Inginer Șef, Ing. Xxxxxx Xxxxx Sef Birou Investiții, Ing. Xxxxx Xxxxxx
Sisteme Electrice, Teh. Xxxxxxx Xxxxx	Sef Secție Turbine Gaze, Ing Xxxxxx Xxxx
Plan General, Teh Xxxxxxx Xxxxxxxxxx	Sef Secție Electrică, Ing Xxxxx Xxxx
Manager de Proiect, Ing. Xxxxxxxxx Xxxxx	Șef Secție Termomecanica, Ing. Xxxx Xxxxx

în cadrul întâlnirii s-au discutat:

Formular cod FPS-06 01 -02 Act 0

Nr. Crt.	Subiect	Observații/Soluții adoptate
1	Soluții de echipare centrala	2 variante de echipare, echipamente pregătite a funcționa și cu amestec Gaz minim 15% Hidrogen Varianta 1. 3 buc x Motor Termic de 9,4 MWe si circa 8 MWt Varianta 2. 4 buc x Motor Termic de 7.5 MWe și circa 6,5 MWt
2	Accesul la centrală / Drum	Pentru accesul la clădirea noii centrale de cogenerarea se vor utiliza 2 căi de acces. Una dinspre poarta principală care este existentă , iar cealaltă cale de acces dinspre poarta secundară, care este parțial amenajată. Porțiunea de drum neamenajată se va reconfigura și moderniza într-un drum de acces din beton rutier (pe lângă limita de proprietate).
3	Zona de amplasare centrală	Zona disponibilă de amplasare a noii centrale este de circa 50 x 70 m și va porni din dreptul compresorului de gaze naturale TG3 existent, (păstrând distanța de 20 m intre clădirea existentă și cea nouă), până maxim în zona fostelor pompe Bagger, conform schiței anexate. -centrala va fi echipata cu pod rulant dimensionat corespunzător si dispozitive de ridicare si dirijare pentru montare/demontare echipamente,agregate de pe pozitie.in exterior clădire spațiere corespunzătoare pentru efectuarea manevrelor de montare/demontare/incarcare/descarcare in mijloc de transport;usi dimensionate corespunzător pentru intrare/iesire echipamente,etc. -centrala va avea prevazute:instalatii de iluminat normal, iluminat de continuare lucru, iluminat de siguranța, iluminat exterior, sisteme de avertizare incendiu, instalatii de hidrant, dotări PSI.etc. -centrala va avea prevăzută sisteme de ventilație; sisteme de climatizare; sisteme de canalizare,etc. -se vor prevedea platforme, scări de acces in toate zonele de exploatare/intretinere aflate la inaltime, inclusiv pentru acces acoperiș.
4	Racord Gaze	Racordul de gaze nat. se va face în conducta DN250 înaintea punctului de racord D (figurat în SF Gascop) ca alimentarea la CAF LOOS. Debitul alocat este suficient (> 10000 Nm3/h) prin anularea

MINUTA ȘEDINȚEI DE COORDONARE SI CLARIFICĂRI

Pag. 2/4

		consumatorilor CAI și CRG. Presiunea minimă asigurată este de 5 bar. Nu este necesar SRM. -traseu nou estacada conducta gaze de la Centrala TG3 la Centrala de Cogenerare. -se vor lua in calcul si vane de izolare/sectionare conducta alimentare gaze naturale centrala hibrida.filtre,vane de izolare individuale,consumatori,etc.
5	Instalații tehnologice electrice	Instalațiile tehnologice electrice prevăzute vor asigura încadrarea grupurilor energetice aferente noii instalații de cogenerare hibridă în rețeaua electrică a zonei. Instalațiile electrice aferente noii centrale de cogenerare vor cuprinde următoarele sisteme funcționale electrice noi: o       Sistemul de evacuare a puterii produsă de generatoarele electrice în SEN; o        Sistemul de alimentare a serviciilor proprii; o       Sistemul de alimentare a consumatorilor vitali/asigurați; o       Sistemul de curent continuu de 220 V; o       Sistemul de comandă, protecție, semnalizare, măsurare; o       Sistemul gospodăriei de cabluri electrice și instalației de legare la pământ. Pentru generatoarele noii centrale de cogenerare se va prevedea cale proprie (regim normal de lucru) de evacuare a energiei: o       Stație de 6,3 kV pentru racord generatoare; o       Transformator ridicător 6,3/110kV(montat pe fundația fostului 2AT); o       Racord aerian nou spre stația 110 kV; o       Celula 110 kV cu echipamente noi în câmpul 19k din stația interioară existentă; Pentru cazul indisponibilității acestei căi de evacuare, energia produsă de noua centrală poate fi evacuată pe o cale de rezervă prin intermediul unui transformator ridicător 6,3/110kV identic, (montat pe fundația fostului 1AT); în SF vor fi evaluate toate lucrările necesare pentru realizarea acestor doua regimuri de funcționare. o modernizare corespunzătoare a evacuării de rezerva pe 6 kV si pe 110 kV. o         pentru situația in care Centrala Hibrida nu funcționează o perioada indelungata, se va asigura alimentarea secției de bare 6kV Servicii Proprii Centrala Hibrida din stafia de 6,3kV OMB unde se va monta o celula noua de 6,3 kV dimensionata si echipata corespunzător. o      statia de 0,4kV Servicii Proprii Centrala Hibrida-2 secții 0,4kV si cupla 0,4 kV cu AAR 0,4kV o     dulapurile de protecție trafo 110 /6 kV vor fi amplasate in camera de comanda tehnologica centrala(dispecerat) o      implementare in SCADA electric (independent de SCADA termomecanica) a instalațiilor electrice noi proiectate, inclusiv a trafol 10/6,3kV o de avut in vedere si partea de măsură a energiei electrice si termice produse si măsură a energiei electrice brute la nivel de 6kV stafie proprie, energiei electrice nete la nivel de st.HOkV livrate in SEN si a energiei termice livrate in SACET la nivel de punct termic centrala hibrida.
6	Instalații tehnologice termomecanice	Racordul la circuitul retur de termoficare se va face în conducta de retur general existentă DN1000, înainte de racordul la centrala în ciclu combinat existentă și legătura la noua centrală se va face pe o estacadă nouă care va urmări traseul conductei de legătură gaze naturale în zona compresor ciclu combinat. Racordul la conducta de tur termoficare se va face în colectorul intrare boilere vârf printr-o conductă care se va poza adiacent radiatoarelor CHP existente. Beneficiarul dorește montarea unui separator de nămol pe circuitul de retur al noii unități de

		cogenerare. Propunem în schimb reabilitarea instalației existente din amonte stație pompe termoficare tr. I (în prezent ineficientă) pentru a nu introduce pierderi de presiune suplimentare. Conform punctului indicat de racord în circuitul de retur termoficare, pompele noi unități de cogenerarei vor prelua din circuitul de retur de termoficare, în aval de stația existentă de pompe termoficare tr. I, funcționând în serie cu aceasta (această soluție corectează cele menționate în adresa 3087/14.09.2022/pct. 6, unde se specifică "funcționarea noilor pompe de termoficare în paralel cu cele existente”). Se va prevedea un circuit de by-pass al pompelor noi de termoficare pentru cazul în care se funcționează cu sistemul de pompare treapta I prin noua unitate de cogenerare. - de prevăzut instalațiile tehnologice specifice pentru amestecul gaze naturale+hidrogen (unitate de omogenizare pentru realizarea"mixt-ului”de gaze combustibile) si alimentarea consumatorilor cu combustibilul hibrid; -    de prevăzut sisteme de contorizare inteligente atat pe unitatea de omogenizare(contorizare gaze naturale si contorizare hidrogen)cat si pe fiecare consumator(contorizare combustibil final);indicatiile contorilor se vor integra in sistemul SCADA. -    traseul nou ectacada conducte termoficare centrala de cogenerare hibrida-circuite termoficare interna; - centrala de cogenerare hibrida va avea un punct termic echipat corespunzător cu schimbătoare de căldură in placi si pompe de circulatie(3 linii de termoficare,2 in funcționare,una de rezerva) - traseu nou conducta de apa demineralizata de la S.Chimica la Centrala Cogenerare Hibrida.
7	Răcire termică	Răcirea viitoarelor motoare termice va fi dimensionată astfel încât să asigure răcirea corespunzătoare astfel încât unitatea de cogenerare nouă să poată furniza energie electrică și pe timp de vară, când cererea de energie termică este scăzută, sau zero. Radiatoarelor de răcire forțată cu aer ale motoarelor (de urgență și intercooler tr. 2) se vor monta pe suporți metalici fundați pe o platformă betonată adiacentă sălii motoarelor (nu pe acoperișul clădirilor centralei) pentru ușurința în exploatare/întreținere.
8	Altele	Sistemul SCADA va avea două componente: o componentă care va asigura preluarea datelor pe parte electrică și o componentă care va asigura preluarea datelor pe parte termică. Ambele componente vor fi integrate în SCADA existent. Convertizoarele de frecvență vor fi prevăzute cu filtre pentru preluarea șocurilor de energie din sistem

Soluția 1. Lista de echipamente Instalații termomecanice

Nr crt	Denumire	Caracteristici	UM	Cant.	Observații
1	Modul de cogenerare cu motor termic -generator electric	Putere electrică : cca. 9,4 MWe Putere termică : cca. 8 MWt Combustibil: gaze naturale Consum gaze naturale: cca. 2000 Nm3/h Debit masic gaze arse: cca. 95600 Nm3/h Eficiența electrică: cca. 48% Tensiune generator: 6,3 kV / 50 Hz Putere nominală (cos0=0,9): cca.10400 kVA	buc	3	pregătit pentru funcționarea cu H2 20% (Hydrogen-ready 20%).
2	Sisteme și instalații anexe modul cogenerare -echipamente principale	Sistem de răcire motor -    schimbător de căldură cu plăci ulei-apă (glicol) -    schimbător de căldură cu plăci apă (glicol) - apă termoficare -    electropompe circulație, cca 200 m3/h -    vase de expansiune cca. V=300 m3 -    rezervor adaos glicol cca. V=3m3 Sistem lubrefiere motor -    pompă principală cca. 120 Nm3/h -    pompă amorsă cca. 20 Nm3/h Sistem evacuare gaze ardere -    schimbător de căldură gaze arse - apă (glicol) -    amortizor de zgomot -    convertor catalitic (SCR) Sistem de admisie aer de ardere -    turbocompresor aer cca. 38000 Nm3/h -    electroventilatoare	buc	3	1buc./ modul motor termic
4	Gospodărie de ulei	-    rezervor ulei proaspăt- manta pereți dubli (cca. V=20m3) -    rezervor ulei uzat -manta pereți dubli (cca. V=15m3)                     ’ -    electropompă transfer ulei uzat -    electropompă transfer ulei proaspăt	buc	1	comună module cogenerare 1+3
5	Ansamblu răcitoare apă (glicol) - aer	- răcitor de aer de urgență (avarie) - răcitor de aer intercooler treapta a Il-a	buc	3	2 buc./ modul motor
6	Electropompe de termoficare	Debit Q=600 m3/h, H=25 mcA Pel: 90 kW, convertizor frecvență	buc	3	funcționare 3x50% (2F+1R)
7	Stație de producere aer comprimat instrumental și tehnologic	-    electrocompresor aer 30 bar, 100 Nm3/h, (2 buc.) -    rezervoare aer 3 m3 (2 buc.) -    reductoare presiune 30/7 bar, (2 buc.) -    uscător cu refrigerare	buc	1	comună module cogenerare 1+3

Nr crt	Denumire	Caracteristici	UM	Cant.	Observații
8	Electrocompresor de gaze naturale	Q=3000 Nm3/h, p=2 bar	buc	2	funcționare 2x50%
9	Pod rulant acționat electric	2tf, deschidere L=6m	buc	3	1 buc/ motor
10	Grindă mobilă	electropalan 2tf, deschidere L=7m	buc	1	sala pompe termoficare

Soluția 2. Lista de echipamente Instalații termomecanice

Nr crt	Denumire	Caracteristici	UM	Cant.	Observații
1	Modul de cogenerare cu motor termic -generator electric	Putere electrică : cca. 7,7 MWe Putere termică : cca. 6,5 MWt Combustibil: gaze naturale Consum gaze naturale: cca. 1600 Nm3/h Debit masic gaze arse: cca. 78600 Nm3/h Eficiența electrică: cca. 48% Tensiune generator: 6,3 kV / 50 Hz Putere nominală (cos0=0,9): 9400 kVA	buc	4	pregătit pentru fucționarea cu H2 20% (Hydrogen-ready 20%).
2	Sisteme și instalații anexe modul cogenerare -echipamente principale	Sistem de răcire motor -    schimbător de căldură cu plăci ulei-apă (glicol) -    schimbător de căldură cu plăci apă (glicol) - apă termoficare -    electropompe circulație, cca 160 m3/h -    vase de expansiune, cca. V=300 m3 -    rezervor adaos glicol, cca. V=3m3 Sistem lubrefiere motor -    pompă principal, cca. 100 Nm3/h -    pompă amorsă, cca. 20 Nm3/h Sistem evacuare gaze ardere -    schimbător de căldură gaze arse - apă (glicol) -    amortizor de zgomot -    convertor catalitic (SCR) Sistem de admisie aer de ardere -    turbocompresor aer cca. 33000 Nm3/h -    electroventilatoare	buc	4	1 buc./modul motor termic
4	Gospodărie de ulei	-    rezervor ulei proaspăt - manta pereți dubli (cca. V=25m3) -    rezervor ulei uzat- manta pereți dubli (cca. V=20m3)                     ’ -    electropompă transfer ulei uzat -    electropompă transfer ulei proaspăt	buc	1	comună module cogenerare 1+4
5	Răcitor apă (glicol) -aer	- răcitor de aer de urgență (avarie) - răcitor de aer intercooler treapta a Il-a	buc	4	2 buc./modul motor
6	Electropompe de termoficare	Debit Q=650 m3/h, H=25 mcA Putere electrică: 90 kW, convertizor de frecvență	buc	3	funcționare 3x50% (2F+1R)
7	Stație de producere aer comprimat instrumental și tehnologic	-    electrocompresor aer 30 bar, 60 Nm3/h, (2 buc.) -    rezervoare aer 3 m3 / 2 m3 -    reductoare presiune 30/7 bar, (2 buc.) -    uscător cu refrigerare	buc	2	1 buc./ 2 motoare termice

Nr crt	Denumire	Caracteristici	UM	Cant.	Observații
8	Electrocompresor de gaze naturale	Q=3200 Nm3/h, p=2 bar	buc	2	funcționare 2x50%
9	Pod rulant acționat electric	2tf, deschidere L=6m	buc	4	1 buc/ motor
10	Grindă mobilă	electropalan 2tf, deschidere L=7m	buc	1	sala pompe termoficare

Lista echipamente - Instalații tehnologice electrice Soluția 1

Nr. crt.	Denumire	Caracteristici	U.M.	Cantitate
Statia 110 kV interioara existenta si camera de comada centala (CET)
1	Ansamblu trifazat de intreruptor automat,cu izolatie in SF6, cu 2 bobine de declansare, actionat cu dispozitiv cu resort, inclusiv suportul de sustinere	123 kV;1600 A;40 kA-1s	ans	2
2	Separator tripolar, de interior,tip semipantograf , dispozitie constructiva in paralel, cu actionare electrica inclusiv rama de sustinere,pentru racord la barele colectoare.	123 kV;1600 A;40 kA-1s	ans	4
3	Separator tripolar, de interior,tip semipantograf cu un CLP , dispozitie constructiva in paralel, cu actionare electrica inclusiv suportul de sustinere,pentru plecare spre borne tansformatorde putere.	123 kV;1600 A;40 kA-1s	ans	2
4	Transformator de curent, monopolar, tip suport, cu izolatie in ulei.inclusiv suportul de sustinere.	123 kV; 40 kA-1s; 200-400/1/1/1/1A 02SFS5/5P30/5P30/5P30 3030/30/30/30 VA	buc	6
5	Transformator de tensiune, monopolar, de exterior, de tip capacitiv, cu izolatie in ulei,inclusiv suportul de sustinere	(110/^3)/(3x0,1/^3) kV 0,2/3P/3P; 10/30/30 VA	buc	6
6	Izolator de trecere interior-exterior	123 kV; >250 A ;40kA-1s Ă=2,5cm/kV	buc	6
7	Lant dublu de izolatori de intindere inclusiv armaturile pentru exterior	123kV;40kA-1s; Ă=2,5cm/kV; F=120KN	ans	12
8	Lant simplu de izolatori de intindere inclusiv armaturile pentru exterior	123kV;40kA-1s; Ă=2,5cm/kV; F=120KN	ans	12
9	Descarcator cu oxizi de zinc pentru borne 110 kV transformator de putere	Uc=72kV Un>96kVef 10kA	buc	6

Nr. crt.	Denumire	Caracteristici	U.M.	Cantitate
10	Transformator de putere inclusiv instalatie de protectie la explozie si incendiu cu azot	40MVA ;ONAN-ONAF 116±9x1,78% /6,3kV Usc=14%	ans	2
11	Descarcator 12kV la borne 6,3 kV transformator de putere	Uc=12,7kV Un>15kVef 10kA	buc	6
12	Instalatie de protectie ,monitorizare si comanda transformator de putere	Relee numerice	ans	2
13	Celula metalica prefabricată de medie tensiune tip ZS1-ABB pentru extindere statia OBM.	Un=12 kV Us=6,3 kV;Is=630 A Inbare=2500 A Isc=50 kA/1sec	buc	1
Statia electrica servicii proprii, cameră de comandă si corp administrativ
14	Statie electrica de medie tensiune racord motoare termice constituita din 12 celule metalice prefabricate	Un=12 kV Us=6,3 kV Inbare=4000 A Isc=50 kA/1sec	ans	1
15	Transformator auxiliar de servicii proprii	1600(2000) kVA 6,3±2x2,5% / 0,4 kV Usc=8%	buc	2
16	Tablou 0,4kV servicii proprii motoare termice si pompe termoficare constituit din 11 dulapuri metalice prefabricate	3x400V+PEN;50Hz 3200 A; 50 kA/1sec	ans	1
17	Convertizor de frecventa(VSD) pentru pompe termoficare	3x400V+PEN;50Hz 200 kW	buc	3
18	Tablou 0,4kV subdistribuție iluminat general	3x400V+PEN;50Hz;160 A	buc	1
19	Tablou 0,4kV subdistribuție prize de putere	3x400V+PEN;50Hz;250 A	buc	1
20	Instalatie de producere si distributie curent continuu, baterie, doua redresoare,tablou de distributie cu doua sectii de bare	220V;160 A	ans	1
21	Instalatie de producere si distributie tensiune neintreruptibila, doua invertoare,tablou de distributie	220Vcc/3x400V+PEN;100 A	ans	1

Listă echipamente - Instalații tehnologice electrice Soluția 2

Nr. crt.	Denumire	Caracteristici	U.M	Cantitate
Statia 110 kV interioara existenta si camera de comada centala (CET)
1	Ansamblu trifazat de intreruptor automat,cu izolatie in SF6, cu 2 bobine de declansare, actionat cu dispozitiv cu resort, inclusiv suportul de sustinere	123 kV;1600 A;40 kA-1s	ans	2
2	Separator tripolar, de interior,tip semipantograf , dispozitie constructiva in paralel, cu actionare electrica inclusiv rama de sustinere,pentru racord la barele colectoare.	123 kV;1600 A;40 kA-1s	ans	4
3	Separator tripolar, de interior,tip semipantograf cu un CLP , dispozitie constructiva in paralel, cu actionare electrica inclusiv suportul de sustinere,pentru plecare spre borne tansformatorde putere.	123 kV;1600 A;40 kA-1s	ans	2
4	Transformator de curent, monopolar, tip suport, cu izolatie in ulei.inclusiv suportul de sustinere.	123 kV; 40 kA-1s; 200-400/1/1/1/1A 02SFS5/5P30/5P30/5P30 3030/30/30/30 VA	buc	6
5	Transformator de tensiune, monopolar, de exterior, de tip capacitiv, cu izolatie in ulei,inclusiv suportul de sustinere	(110/^3)/(3x0,1/^3) kV 0,2/3P/3P; 10/30/30 VA	buc	6
6	Izolator de trecere interior-exterior	123 kV; >250 A ;40kA-1s Ă=2,5cm/kV	buc	6
7	Lant dublu de izolatori de intindere inclusiv armaturile pentru exterior	123kV;40kA-1s; Ă=2,5cm/kV; F=120KN	ans	12
8	Lant simplu de izolatori de intindere inclusiv armaturile pentru exterior	123kV;40kA-1s; Ă=2,5cm/kV; F=120KN	ans	12

Nr. crt.	Denumire	Caracteristici	U.M	Cantitate
9	Descarcator cu oxizi de zinc pentru borne 110 kV transformator de putere	Uc=72kV Un>96kVef 10kA	buc	6
10	Transformator de putere inclusiv instalatie de protectie la explozie si incendiu cu azot	40MVA ;ONAN-ONAF 116±9x1,78% /6,3kV Usc=14%	ans	2
11	Descarcator 12kV la borne 6,3 kV transformator de putere	Uc=12,7kV Un>15kVef 10kA	buc	6
12	Instalatie de protectie ,monitorizare si comanda transformator de putere	Relee numerice	ans	2
13	Celula metalica prefabricată de medie tensiune tip ZS1-ABB pentru extindere statia OBM.	Un=12 kV Us=6,3 kV;Is=630 A Inbare=2500 A Isc=50 kA/1sec	buc	1
Statia electrica servicii proprii, cameră de comandă si corp administrativ
14	Statie electrica de medie tensiune racord motoare termice constituita din 13 celule metalice prefabricate	Un=12 kV Us=6,3 kV Inbare=4000 A Isc=50 kA/1sec	ans	1
15	Transformator auxiliar de servicii proprii	1600(2000) kVA 6,3±2x2,5% / 0,4 kV Usc=8%	buc	2
16	Tablou 0,4kV servicii proprii motoare termice si pompe termoficare constituit din 11 dulapuri metalice prefabricate	3x400V+PEN;50Hz 3200 A; 50 kA/1sec	ans	1
17	Convertizor de frecventa(VSD) pentru pompe termoficare	3x400V+PEN;50Hz 200 kW	buc	3
18	Tablou 0,4kV subdistribuție iluminat general	3x400V+PEN;50Hz;160 A	buc	1
19	Tablou 0,4kV subdistribuție prize de putere	3x400V+PEN;50Hz;250 A	buc	1
20	Instalatie de producere si distributie curent continuu, baterie, doua redresoare,tablou de distributie cu doua sectii de bare	220V;160 A	ans	1
21	Instalatie de producere si distributie tensiune neintreruptibila, doua invertoare,tablou de distributie	220Vcc/3x400V+ PEN;100 A	ans	1

Listă de echipamente - Instalații de automatizare

Soluția 1 / Soluția 2

Nr. Crt.	Denumire	Caracteristici	U.M.	Cantitate
01	Clădirea motoare termice
		Dulapuri comandă cu PLC și panou de operare, aparatura de câmp - incluse în furnitura complexă a instalației tehnologice, amplasate în camera de comanda CHP Aparatură locală pentru măsurarea parametrilor tehnologici cu / fără transmitere la distanță Comanda și monitorizare din sistemul dCs	ans.	1
02	Sala pompe termoficare
02.1		Dulap comandă cu PLC și panou de operare, aparatura de câmp - incluse în furnitura complexă a instalației tehnologice, amplasat în camera de comanda CHP Aparatură locală pentru măsurarea parametrilor tehnologici cu / fără transmitere la distanță Comanda și monitorizare din sistemul dCs	ans.	1
03	Gospodăria de ulei
03.1		Aparatură locală pentru măsurarea parametrilor tehnologici cu / fără transmitere la distanță. Comanda și monitorizare din sistemul dCs	ans.	1
04	Stația electrică servicii proprii inclusiv camera de comandă

Nr. Crt.	Denumire	Caracteristici	U.M.	Cantitate
04.1	Sistem de conducere al centralei (DCS)	>    Stații de proces (DCS) sisteme tehnologice si electrice care vor conține: -    unitate centrală redundantă -    surse de alimentare redundante -    module de comunicație redundante -    module de Intrare/Ieșire -    module cu interfață serială tip ModbusTCP/IP -    module cu interfata seriala IEC 61850 >    Stații operare SERVER / CLIENT proces sisteme tehnologice cu dublu monitor 24 inch, tastatura, mouse >    Stație de operare pentru noua centrală amplasată în camera de comandă existentă >    Stație de ENGINEERING cu simplu monitor 24 inch, tastatura, mouse >    Imprimantă grafică (laser) A3/A4 >    Rețea comunicatie redundanta, inclusiv switch-uri, cabluri comunicatie (UTP,fibra optica), conectori, convertoare. >    Sistem de operare, software de bază și configurare, software de aplicație, comunicație (configurare, pregatire personal, PIF)	ans.	1
05	Rețele tehnologice în incintă
		Aparatură locală pentru măsurarea parametrilor tehnologici cu / fără transmitere la distanță. Comanda și monitorizare din sistemul dCs	ans.	1

DEVIZ GENERAL al obiectivului de investiții Centrala de cogenerare hibridă în Municipiul Bacău - Soluția 1 în prețuri la data de 31.10.2022 , 1 euro = 4,9141 lei

Nr. crt.	Denumirea capitolelor și subcapitolelor de cheltuieli	Valoare (fără TVA)	TVA	Valoare cu TVA
		lei	lei	lei
1	2	3	4	5
CAPITOLUL 1 Cheltuieli pentru obținerea și amenajarea terenului
1.1	Obținerea terenului	0,00	0,00	0,00
1.2	Amenajarea terenului	76.316,00	14.500,04	90.816,04
1.3	Amenajări pentru protecția mediului și aducerea terenului la starea inițială	0,00	0,00	0,00
1.4	Cheltuieli pentru relocarea/protecția utilităților	0,00	0,00	0,00
TOTAL CAPITOL 1		76.316,00	14.500,04	90.816,04
CAPITOLUL 2 Cheltuieli pentru asigurarea utilităților necesare obiectivului de investiții
	Lucrări de construcții și instalații	237.474,00	45.120,06	282.594,06
	Lucrări de montaj	491.410,00	93.367,90	584.777,90
	Procurare echipamente	0,00	0,00	0,00
TOTAL CAPITOL 2		728.884,00	138.487,96	867.371,96
CAPITOLUL 3 Cheltuieli pentru proiectare și asistență tehnică
3.1	Studii	32.960,00	6.262,40	39.222,40
	3.1.1. Studii de teren	24.460,00	4.647,40	29.107,40
	3.1.2. Raport privind impactul asupra mediului	8.500,00	1.615,00	10.115,00
	3.1.3. Alte studii specifice	0,00	0,00	0,00
3.2	Documentații-suport și cheltuieli pentru obținerea de avize, acorduri și autorizații	92.258,00	17.529,02	109.787,02
3.3	Expertizare tehnică	0,00	0,00	0,00
3.4	Certificarea performanței energetice și auditul energetic al clădirilor	49.141,00	9.336,79	58.477,79
3.5	Proiectare	3.870.900,00	735.471,00	4.606.371,00
	3.5.1 Temă de proiectare	0,00	0,00	0,00
	3.5.2 Studiu de prefezabilitate	0,00	0,00	0,00
	3.5.3 Studiu de fezabilitate/ documentație de avizare a lucrărilor de intervenții și deviz general	185.600,00	35.264,00	220.864,00
	3.5.4 Documentațiile tehnice necesare în vederea obținerii avizelor/acordurilor/autorizațiilor	442.300,00	84.037,00	526.337,00
	3.5.5 Verificarea tehnică de calitate a proiectului tehnic și a detaliilor de execuție	324.000,00	61.560,00	385.560,00
	3.5.6 Proiect tehnic și detalii de execuție	2.919.000,00	554.610,00	3.473.610,00
3.6	Organizarea procedurilor de achiziție	25.000,00	4.750,00	29.750,00
3.7	Consultanță	1.693.789,00	321.819,91	2.015.608,91

	3.7.1. Managementul de proiect pentru obiectivul de investiții	1.570.936,00	298.477,84	1.869.413,84
	3.7.2. Auditul financiar	122.853,00	23.342,07	146.195,07
3.8	Asistență tehnică	1.122.005,00	213.180,95	1.335.185,95
	3.8.1. Asistență tehnică din partea proiectantului	864.015,00	164.162,85	1.028.177,85
	3.8.1.1. pe perioada de execuție a lucrărilor	691.212,00	131.330,28	822.542,28
	3.8.I.2. pentru participarea proiectantului la fazele incluse în programul de control al lucrărilor de execuție, avizat de către Inspectoratul de Stat în Construcții	172.803,00	32.832,57	205.635,57
	3.8.2. Dirigenție de șantier	257.990,00	49.018,10	307.008,10
TOTAL CAPITOL 3		6.886.053,00	1.308.350,07	8.194.403,07
CAPITOLUL 4 Cheltuieli pentru investiția de bază
4.1	Construcții și instalații
01	Clădirea motoare termice	22.210.120,00	4.219.922,80	26.430.042,80
02	Clădire auxiliară	6.369.244,00	1.210.156,36	7.579.400,36
03	Rețele tehnologice în incintă	4.973.226,00	944.912,94	5.918.138,94
04	Stația electrică 110 kV interioara existenta	0,00	0,00	0,00
05	Transformator de putere	140.062,00	26.611,78	166.673,78
06	Instalații de comunicații și curenți slabi	0,00	0,00	0,00
07	Lucrări în statia electrică 6 kV OBM și CCT(camera de comandă tehnologică) existentă	0,00	0,00	0,00
08	Lucrări hidrotehnice	481.729,00	91.528,51	573.257,51
09	Drumuri în incintă	1.419.619,00	269.727,61	1.689.346,61
Total subcapitol 4.1		35.594.000,00	6.762.860,00	42.356.860,00
4.2	Montaj utilaje, echipamente tehnologice și funcționale
01	Clădirea motoare termice	14.131.429,00	2.684.971,51	16.816.400,51
02	Clădire auxiliară	4.536.082,00	861.855,58	5.397.937,58
03	Rețele tehnologice în incintă	10.517.147,00	1.998.257,93	12.515.404,93
04	Stația electrică 110 kV interioara existenta	115.088,00	21.866,72	136.954,72
05	Transformator de putere	368.558,00	70.026,02	438.584,02
06	Instalații de comunicații și curenți slabi	242.265,00	46.030,35	288.295,35
07	Lucrări în statia electrică 6 kV OBM și CCT(camera de comandă tehnologică) existentă	49.141,00	9.336,79	58.477,79
08	Lucrări hidrotehnice	8.329,00	1.582,51	9.911,51
Total subcapitol 4.2		29.968.039,00	5.693.927,41	35.661.966,41
4.3	Utilaje, echipamente tehnologice și funcționale care necesită montaj
01	Clădirea motoare termice	70.148.287,00	13.328.174,53	83.476.461,53
02	Clădire auxiliară	10.519.880,00	1.998.777,20	12.518.657,20
03	Rețele tehnologice în incintă	73.712,00	14.005,28	87.717,28
04	Stația electrică 110 kV interioara existenta	1.390.690,00	264.231,10	1.654.921,10
05	Transformator de putere	7.371.150,00	1.400.518,50	8.771.668,50

06	Instalații de comunicații și curenți slabi	364.626,00	69.278,94	433.904,94
07	Lucrări în statia electrică 6 kV OBM și CCT(camera de comandă tehnologică) existentă	1.594.625,00	302.978,75	1.897.603,75
08	Lucrări hidrotehnice	27.765,00	5.275,35	33.040,35
Total subcapitol 4.3		91.490.735,00	17.383.239,65	108.873.974,65
4.4	Utilaje, echipamente tehnologice și funcționale care nu necesită montaj și echipamente de transport
Total subcapitol 4.4		0,00	0,00	0,00
4.5	Dotări
01	Clădirea motoare termice	14.742,00	2.800,98	17.542,98
02	Clădire auxiliară	14.251,00	2.707,69	16.958,69
03	Rețele tehnologice în incintă	0,00	0,00	0,00
04	Stația electrică 110 kV interioara existenta	2.457,00	466,83	2.923,83
05	Transformator de putere	983,00	186,77	1.169,77
06	Instalații de comunicații și curenți slabi	0,00	0,00	0,00
07	Lucrări în statia electrică 6 kV OBM și CCT(camera de comandă tehnologică) existentă	983,00	186,77	1.169,77
08	Lucrări hidrotehnice	0,00	0,00	0,00
09	Drumuri în incintă	7.371,00	1.400,49	8.771,49
Total subcapitol 4.5		40.787,00	7.749,53	48.536,53
4.6 | Active necorporale
Total subcapitol 4.6		0,00	0,00	0,00
TOTAL CAPITOL 4		157.093.561,00	29.847.776,59	186.941.337,59
CAPITOLUL 5 Alte cheltuieli
5.1	Organizare de șantier	1.659.183,00	315.244,77	1.974.427,77
	5.1.1 Lucrări de construcții și instalații aferente organizării de șantier	995.511,00	189.147,09	1.184.658,09
	5.1.2 Cheltuieli conexe organizării șantierului	663.672,00	126.097,68	789.769,68
5.2	Comisioane, cote , taxe,costul creditului	405.937,00	0,00	405.937,00
	5.2.1 Comisioanele si dobânzile aferente creditului băncii finanțatoare	0,00	0,00	0,00
	5.2.2 Cota aferentă Inspectoratului de Stat în Construcții pentru controlul calității lucrărilor de construcții	184.517,00	0,00	184.517,00
	5.2.3 Cota pentru controlul statului în amenajarea teritoriului, urbanism și pentru autorizarea execuției lucrărilor de construcții	36.903,00	0,00	36.903,00
	5.2.4 Cota aferentă “Casei Sociale a Constructorilor “	184.517,00	0,00	184.517,00
	5.2.6 Taxe pentru acorduri, avize și autorizația de construire/ desființare	0,00	0,00	0,00
5.3	Cheltuieli diverse și neprevăzute	8.144.583,00	1.547.470,77	9.692.053,77

5.4	Cheltuieli pentru informare și publicitate	24.571,00	4.668,49	29.239,49
5.5	Salarii UIP	982.820,00	0,00	982.820,00
TOTAL CAPITOL 5		11.217.094,00	1.867.384,03	13.084.478,03
CAPITOLUL 6 Cheltuieli pentru probe tehnologice și teste
6.1	Pregătirea personalului de exploatare	24.571,00	4.668,49	29.239,49
6.2	Probe tehnologice și teste	2.287.271,00	434.581,49	2.721.852,49
TOTAL CAPITOL 6		2.311.842,00	439.249,98	2.751.091,98
	TOTAL GENERAL	178.313.750,00	33.615.748,67	211.929.498,67
	din care C + M	67.362.750,00	12.798.922,50	80.161.672,50

Cap.1. Cheltuieli pentru obținerea și amenajarea terenului Subcapitolul 1.2 Amenajarea terenului

în prețuri la data de 31.10.2022 , 1 euro = 4,9141 lei

Nr. crt.	Denumirea capitolelor și subcapitolelor de cheltuieli	Valoare (fără TVA)	TVA	Valoare cu TVA
		lei	lei	lei
1	2	3	4	5
1.2	Construcții și instalații
1.2.1	Amenajarea terenului	76.316,00	14.500,04	90.816,04
	TOTAL I	76.316,00	14.500,04	90.816,04
II. - MONTAJ
	Montaj utilaje, echipamente tehnologice și funcționale
	TOTAL II	0,00	0,00	0,00
III. - PROCURARE
	Total	0,00	0,00	0,00
	Dotări
	Total	0,00	0,00	0,00
	TOTAL III	0,00	0,00	0,00
	Total subcapitol 1.2	76.316,00	14.500,04	90.816,04

Cap.2.Cheltuieli pentru asigurarea utilităților necesare obiectivului de investiții Devizul obiectului 01: Lucrări pentru asigurarea utilităților necesare obiectivului de investiții

în prețuri la data de 31.10.2022 , 1 euro = 4,9141 lei

Nr. crt.	Denumirea capitolelor și subcapitolelor de cheltuieli	Valoare (fără TVA)	TVA	Valoare cu TVA
		lei	lei	lei
1	2	3	4	5
I. -CONSTRUCȚII ȘI INSTALAȚII
01.1	Racord la rețeaua de termoficare	147.423,00	28.010,37	175.433,37
01.2	Racord la sistemul de alimentare cu apă	3.833,00	728,27	4.561,27
01.3	Racord la sistemul de canalizare	86.218,00	16.381,42	102.599,42
	TOTAL I	237.474,00	45.120,06	282.594,06
II. - MONTAJ
	Montaj utilaje, echipamente tehnologice și funcționale
01.1	Racord la rețeaua de termoficare	491.410,00	93.367,90	584.777,90
	TOTAL II	491.410,00	93.367,90	584.777,90
III. - PROCURARE
	Utilaje, echipamente tehnologice și funcționale care necesită montaj
	Total	0,00	0,00	0,00
	Dotări
	Total	0,00	0,00	0,00
	TOTAL III	0,00	0,00	0,00
	TOTAL ( TOTAL I + TOTAL II +TOTAL III)	728.884,00	138.487,96	867.371,96

Cap.3. Cheltuieli pentru proiectare și asistență tehnică în prețuri la data de 31.10.2022 , 1 euro = 4,9141 lei

Nr. crt.	Denumirea capitolelor și subcapitolelor de cheltuieli	Valoare (fără TVA)	TVA	Valoare cu TVA
		lei	lei	lei
1	2	3	4	5
3.1	Subcapitolul 3.1 Studii	32.960,00	6.262,40	39.222,40
3.1.1	Studii de teren	24.460,00	4.647,40	29.107,40
3.1.2	Raport privind impactul asupra mediului	8.500,00	1.615,00	10.115,00
3.1.3	Alte studii specifice	0,00	0,00	0,00
3.2	Documentații-suport și cheltuieli pentru obținerea de avize, acorduri și autorizații	92.258,00	17.529,02	109.787,02
3.2.1	Alte avize, acorduri și autorizații	92.258,00	17.529,02	109.787,02
3.3	Expertizare tehnică	0,00	0,00	0,00
3.4	Certificarea performanței energetice și auditul energetic al clădirilor	49.141,00	9.336,79	58.477,79
3.5	Proiectare	3.870.900,00	735.471,00	4.606.371,00
	3.5.1 Temă de proiectare	0,00	0,00	0,00
	3.5.2 Studiu de prefezabilitate	0,00	0,00	0,00
	3.5.3 Studiu de fezabilitate/ documentație de avizare a lucrărilor de intervenții și deviz general	185.600,00	35.264,00	220.864,00
	3.5.4 Documentațiile tehnice necesare în vederea obținerii avizelor/acordurilor/autorizațiilor	442.300,00	84.037,00	526.337,00
	3.5.5 Verificarea tehnică de calitate a proiectului tehnic și a detaliilor de execuție	324.000,00	61.560,00	385.560,00
	3.5.6 Proiect tehnic și detalii de execuție	2.919.000,00	554.610,00	3.473.610,00
3.6	Organizarea procedurilor de achiziție	25.000,00	4.750,00	29.750,00
3.7	Consultanță	1.693.789,00	321.819,91	2.015.608,91
	3.7.1. Managementul de proiect pentru obiectivul de investiții	1.570.936,00	298.477,84	1.869.413,84
	3.7.2. Auditul financiar	122.853,00	23.342,07	146.195,07
3.8	Asistență tehnică	1.122.005,00	213.180,95	1.335.185,95
	3.8.1. Asistență tehnică din partea proiectantului	864.015,00	164.162,85	1.028.177,85
	3.8.1.1. pe perioada de execuție a lucrărilor	691.212,00	131.330,28	822.542,28
	3.8.1.2. pentru participarea proiectantului la fazele incluse în programul de control al lucrărilor de execuție, avizat de către Inspectoratul de Stat în Construcții	172.803,00	32.832,57	205.635,57
	3.8.2. Dirigenție de șantier	257.990,00	49.018,10	307.008,10
	TOTAL CAPITOL 3	6.886.053,00	1.308.350,07	8.194.403,07

Cap.4. Cheltuieli pentru investiția de bază

Devizul obiectului 01: Clădirea motoare termice

în prețuri la data de 31.10.2022 , 1 euro = 4,9141 lei

Nr. crt.	Denumirea capitolelor și subcapitolelor de cheltuieli	Valoare (fără TVA)	TVA	Valoare cu TVA
		lei	lei	lei
1	2	3	4	5
Cap.4. - Cheltuieli pentru investiția de bază
4.1	Construcții și instalații
4.1.1	Lucrări de rezistență	16.549.323,00	3.144.371,37	19.693.694,37
4.1.2	Lucrări de arhitectură	4.727.364,00	898.199,16	5.625.563,16
4.1.3	Instalații interioare aferente construcțiilor din care:
	instalații electrice	328.999,00	62.509,81	391.508,81
	instalații sanitare și stins incendiu	147.423,00	28.010,37	175.433,37
	HVAC	457.011,00	86.832,09	543.843,09
TOTAL I - subcapitol 4.1		22.210.120,00	4.219.922,80	26.430.042,80
4.2	Montaj utilaje, echipamente tehnologice și funcționale
4.2.1	Motoare termice	6.594.673,00	1.252.987,87	7.847.660,87
4.2.2	Sisteme termomecanice	6.480.224,00	1.231.242,56	7.711.466,56
4.2.3	Coșuri de fum	663.404,00	126.046,76	789.450,76
4.2.4	Sisteme de automatizare	393.128,00	74.694,32	467.822,32
TOTAL II - subcapitol 4.2		14.131.429,00	2.684.971,51	16.816.400,51
4.3	Utilaje, echipamente tehnologice și funcționale care necesită montaj
4.3.1	Motoare termice	65.946.731,00	12.529.878,89	78.476.609,89
4.3.2	Sisteme termomecanice	982.820,00	186.735,80	1.169.555,80
4.3.3	Coșuri de fum	2.211.345,00	420.155,55	2.631.500,55
4.3.4	Sisteme de automatizare	466.840,00	88.699,60	555.539,60
4.3.5	Instalații interioare aferente construcțiilor din care:
	HVAC	540.551,00	102.704,69	643.255,69
	Total - subcapitol 4.3	70.148.287,00	13.328.174,53	83.476.461,53
4.4	Utilaje, echipamente tehnologice și funcționale care nu necesită montaj și echipamente de transport
	Total - subcapitol 4.4	0,00	0,00	0,00
4.5	Dotări
4.5.1	Instalații stins incendiu	14.742,00	2.800,98	17.542,98
	Total - subcapitol 4.5	14.742,00	2.800,98	17.542,98
4.6	Active necorporale	0,00	0,00	0,00
TOTAL III - subcapitol 4.3+4.4+4.5+4.6		70.163.029,00	13.330.975,51	83.494.004,51
	TOTAL ( TOTAL I + TOTAL II +TOTAL III)	106.504.578,00	20.235.869,82	126.740.447,82

Cap.4. Cheltuieli pentru investiția de bază Devizul obiectului 02: Clădire auxiliară

în prețuri la data de 31.10.2022 , 1 euro = 4,9141 lei

Nr. crt.	Denumirea capitolelor și subcapitolelor de cheltuieli	Valoare (fără TVA)	TVA	Valoare cu TVA
		lei	lei	lei
1	2	3	4	5
Cap.4. - Cheltuieli pentru investiția de bază
4.1	Construcții și instalații
4.1.1	Lucrări de rezistență	4.206.057,00	799.150,83	5.005.207,83
4.1.2	Lucrări de arhitectură în :
	sala pompe termoficare	245.705,00	46.683,95	292.388,95
	stația electrică servicii proprii inclusiv camera de comandă	1.167.099,00	221.748,81	1.388.847,81
4.1.3	Instalații electrice aferente construcțiilor în :
	sala pompe termoficare	31.942,00	6.068,98	38.010,98
	stația electrică servicii proprii inclusiv camera de comandă	74.694,00	14.191,86	88.885,86
4.1.4	Instalații sanitare și stins incendiu în :
	sala pompe termoficare	49.141,00	9.336,79	58.477,79
	stația electrică servicii proprii inclusiv camera de comandă	49.141,00	9.336,79	58.477,79
4.1.5	Instalații HVAC în :
	sala pompe termoficare	103.196,00	19.607,24	122.803,24
	stația electrică servicii proprii inclusiv camera de comandă	442.269,00	84.031,11	526.300,11
TOTAL I - subcapitol 4.1		6.369.244,00	1.210.156,36	7.579.400,36
4.2	Montaj utilaje, echipamente tehnologice și funcționale
4.2.1	Sisteme termomecanice în :
	sala pompe termoficare	589.692,00	112.041,48	701.733,48
	gospodăria de ulei	25.430,00	4.831,70	30.261,70
4.2.2	Sisteme tehnologice electrice în :
	stația electrică servicii proprii inclusiv camera de comandă	87.962,00	16.712,78	104.674,78
4.2.3	Sisteme de automatizare în :
	sala pompe termoficare	245.705,00	46.683,95	292.388,95
	gospodăria de ulei	49.141,00	9.336,79	58.477,79
	stația electrică servicii proprii inclusiv camera de comandă	3.538.152,00	672.248,88	4.210.400,88
TOTAL II - subcapitol 4.2		4.536.082,00	861.855,58	5.397.937,58
4.3	Utilaje, echipamente tehnologice și funcționale care necesită montaj
4.3.1	Sisteme termomecanice în :
	sala pompe termoficare	1.474.230,00	280.103,70	1.754.333,70
	gospodăria de ulei	254.324,00	48.321,56	302.645,56
4.3.2	Sisteme tehnologice electrice în :
	stația electrică servicii proprii inclusiv camera de comandă	4.855.131,00	922.474,89	5.777.605,89
4.3.3	Sisteme de automatizare în :
	sala pompe termoficare	417.699,00	79.362,81	497.061,81
	gospodăria de ulei	73.712,00	14.005,28	87.717,28

	stația electrică servicii proprii inclusiv camera de comandă	2.850.178,00	541.533,82	3.391.711,82
4.3.4	Instalații sanitare și stins incendiu în stația electrică servicii proprii inclusiv camera de comandă	4.914,00	933,66	5.847,66
4.3.5	Instalații HVAC în :
	sala pompe termoficare	98.282,00	18.673,58	116.955,58
	stația electrică servicii proprii inclusiv camera de comandă	491.410,00	93.367,90	584.777,90
	Total - subcapitol 4.3	10.519.880,00	1.998.777,20	12.518.657,20
4.4	Utilaje, echipamente tehnologice și funcționale care nu necesită montaj și echipamente de transport
	Total - subcapitol 4.4	0,00	0,00	0,00
4.5	Dotări
4.5.1	Instalații sanitare și stins incendiu în :		0,00	0,00
	sala pompe termoficare	2.457,00	466,83	2.923,83
	gospodăria de ulei	4.423,00	840,37	5.263,37
	stația electrică servicii proprii inclusiv camera de comandă și corp administrativ	7.371,00	1.400,49	8.771,49
	Total - subcapitol 4.5	14.251,00	2.707,69	16.958,69
4.6	Active necorporale	0,00	0,00	0,00
TOTAL III - subcapitol 4.3+4.4+4.5+4.6		10.534.131,00	2.001.484,89	12.535.615,89
	TOTAL ( TOTAL I + TOTAL II +TOTAL III)	21.439.457,00	4.073.496,83	25.512.953,83

Cap.4. Cheltuieli pentru investiția de bază Devizul obiectului 03: Rețele tehnologice în incintă

în prețuri la data de 31.10.2022 , 1 euro = 4,9141 lei

Nr. crt.	Denumirea capitolelor și subcapitolelor de cheltuieli	Valoare (fără TVA)	TVA	Valoare cu TVA
		lei	lei	lei
1	2	3	4	5
Cap.4. - Cheltuieli pentru investiția de bază
4.1	Construcții și instalații
4.1.1	Lucrări de rezistență - estacada principala	2.589.760,00	492.054,40	3.081.814,40
4.1.2	Lucrări de rezistență - estacade secundare	2.383.466,00	452.858,54	2.836.324,54
TOTAL I - subcapitol 4.1		4.973.226,00	944.912,94	5.918.138,94
4.2	Montaj utilaje, echipamente tehnologice și funcționale
4.2.1	Rețea de gaz	1.474.230,00	280.103,70	1.754.333,70
4.2.2	Rețele de termoficare	1.965.640,00	373.471,60	2.339.111,60
4.2.3	Rețele electrice	7.028.136,00	1.335.345,84	8.363.481,84
4.2.4	Sisteme de automatizare	49.141,00	9.336,79	58.477,79
TOTAL II - subcapitol 4.2		10.517.147,00	1.998.257,93	12.515.404,93
4.3	Utilaje, echipamente tehnologice și funcționale care necesită montaj
4.3.1	Sisteme de automatizare	73.712,00	14.005,28	87.717,28
	Total - subcapitol 4.3	73.712,00	14.005,28	87.717,28
4.4	Utilaje, echipamente tehnologice și funcționale care nu necesită montaj și echipamente de transport
	Total - subcapitol 4.4	0,00	0,00	0,00
4.5	Dotări
	Total - subcapitol 4.5	0,00	0,00	0,00
4.6	Active necorporale	0,00	0,00	0,00
TOTAL III - subcapitol 4.3+4.4+4.5+4.6		73.712,00	14.005,28	87.717,28
	TOTAL ( TOTAL I + TOTAL II +TOTAL III)	15.564.085,00	2.957.176,15	18.521.261,15

Cap.4. Cheltuieli pentru investiția de bază Devizul obiectului 04: Stația electrică 110 kV interioara existenta

în prețuri la data de 31.10.2022 , 1 euro = 4,9141 lei

Nr. crt.	Denumirea capitolelor și subcapitolelor de cheltuieli	Valoare (fără TVA)	TVA	Valoare cu TVA
		lei	lei	lei
1	2	3	4	5
Cap.4. - Cheltuieli pentru investiția de bază
4.1	Construcții și instalații
TOTAL I - subcapitol 4.1		0,00	0,00	0,00
4.2	Montaj utilaje, echipamente tehnologice și funcționale
4.2.1	Sisteme tehnologice electrice	115.088,00	21.866,72	136.954,72
TOTAL II - subcapitol 4.2		115.088,00	21.866,72	136.954,72
4.3	Utilaje, echipamente tehnologice și funcționale care necesită montaj
4.3.1	Sisteme tehnologice electrice	1.390.690,00	264.231,10	1.654.921,10
	Total - subcapitol 4.3	1.390.690,00	264.231,10	1.654.921,10
4.4	Utilaje, echipamente tehnologice și funcționale care nu necesită montaj și echipamente de transport
	Total - subcapitol 4.4	0,00	0,00	0,00
4.5	Dotări
4.5.1	Instalații stins incendiu	2.457,00	466,83	2.923,83
	Total - subcapitol 4.5	2.457,00	466,83	2.923,83
4.6	Active necorporale	0,00	0,00	0,00
TOTAL III - subcapitol 4.3+4.4+4.5+4.6		1.393.147,00	264.697,93	1.657.844,93
	TOTAL ( TOTAL I + TOTAL II +TOTAL III)	1.508.235,00	286.564,65	1.794.799,65

Cap.4. Cheltuieli pentru investiția de bază Devizul obiectului 05: Transformator de putere

în prețuri la data de 31.10.2022 , 1 euro = 4,9141 lei

Nr. crt.	Denumirea capitolelor și subcapitolelor de cheltuieli	Valoare (fără TVA)	TVA	Valoare cu TVA
		lei	lei	lei
1	2	3	4	5
Cap.4. - Cheltuieli pentru investiția de bază
4.1	Construcții și instalații
4.1.1	Lucrări de rezistență	140.062,00	26.611,78	166.673,78
TOTAL I - subcapitol 4.1		140.062,00	26.611,78	166.673,78
4.2	Montaj utilaje, echipamente tehnologice și funcționale
4.2.1	Sisteme tehnologice electrice	368.558,00	70.026,02	438.584,02
TOTAL II - subcapitol 4.2		368.558,00	70.026,02	438.584,02
4.3	Utilaje, echipamente tehnologice și funcționale care necesită montaj
4.3.1	Sisteme tehnologice electrice	7.371.150,00	1.400.518,50	8.771.668,50
	Total - subcapitol 4.3	7.371.150,00	1.400.518,50	8.771.668,50
4.4	Utilaje, echipamente tehnologice și funcționale care nu necesită montaj și echipamente de transport
	Total - subcapitol 4.4	0,00	0,00	0,00
4.5	Dotări
4.5.1	Instalații stins incendiu	983,00	186,77	1.169,77
	Total - subcapitol 4.5	983,00	186,77	1.169,77
4.6	Active necorporale	0,00	0,00	0,00
TOTAL III - subcapitol 4.3+4.4+4.5+4.6		7.372.133,00	1.400.705,27	8.772.838,27
	TOTAL ( TOTAL I + TOTAL II +TOTAL III)	7.880.753,00	1.497.343,07	9.378.096,07

Cap.4. Cheltuieli pentru investiția de bază

Devizul obiectului 06: Instalații de comunicații și curenți slabi

în prețuri la data de 31.10.2022 , 1 euro = 4,9141 lei

Nr. crt.	Denumirea capitolelor și subcapitolelor de cheltuieli	Valoare (fără TVA)	TVA	Valoare cu TVA
		lei	lei	lei
1	2	3	4	5
Cap.4. - Cheltuieli pentru investiția de bază
4.1	Construcții și instalații
TOTAL I - subcapitol 4.1		0,00	0,00	0,00
4.2	Montaj utilaje, echipamente tehnologice și funcționale
4.2.1	Instalație de detecție incendiu și telefonie	242.265,00	46.030,35	288.295,35
TOTAL II - subcapitol 4.2		242.265,00	46.030,35	288.295,35
4.3	Utilaje, echipamente tehnologice și funcționale care necesită montaj
4.3.1	Instalație de detecție incendiu și telefonie	364.626,00	69.278,94	433.904,94
	Total - subcapitol 4.3	364.626,00	69.278,94	433.904,94
4.4	Utilaje, echipamente tehnologice și funcționale care nu necesită montaj și echipamente de transport
	Total - subcapitol 4.4	0,00	0,00	0,00
4.5	Dotări
	Total - subcapitol 4.5	0,00	0,00	0,00
4.6	Active necorporale	0,00	0,00	0,00
TOTAL III - subcapitol 4.3+4.4+4.5+4.6		364.626,00	69.278,94	433.904,94
	TOTAL ( TOTAL I + TOTAL II +TOTAL III)	606.891,00	115.309,29	722.200,29

Cap.4. Cheltuieli pentru investiția de bază

Devizul obiectului 07: Lucrări în statia electrică 6 kV OBM și CCT(camera de comandă tehnologică) existentă

în prețuri la data de 31.10.2022 , 1 euro = 4,9141 lei

Nr. crt.	Denumirea capitolelor și subcapitolelor de cheltuieli	Valoare (fără TVA)	TVA	Valoare cu TVA
		lei	lei	lei
1	2	3	4	5
Cap.4. - Cheltuieli pentru investiția de bază
4.1	Construcții și instalații
TOTAL I - subcapitol 4.1		0,00	0,00	0,00
4.2	Montaj utilaje, echipamente tehnologice și funcționale
4.2.1	Sisteme tehnologice electrice	49.141,00	9.336,79	58.477,79
TOTAL II - subcapitol 4.2		49.141,00	9.336,79	58.477,79
4.3	Utilaje, echipamente tehnologice și funcționale care necesită montaj
4.3.1	Sisteme tehnologice electrice	1.594.625,00	302.978,75	1.897.603,75
	Total - subcapitol 4.3	1.594.625,00	302.978,75	1.897.603,75
4.4	Utilaje, echipamente tehnologice și funcționale care nu necesită montaj și echipamente de transport
	Total - subcapitol 4.4	0,00	0,00	0,00
4.5	Dotări
4.5.1	Instalații stins incendiu	983,00	186,77	1.169,77
	Total - subcapitol 4.5	983,00	186,77	1.169,77
4.6	Active necorporale	0,00	0,00	0,00
TOTAL III - subcapitol 4.3+4.4+4.5+4.6		1.595.608,00	303.165,52	1.898.773,52
	TOTAL ( TOTAL I + TOTAL II +TOTAL III)	1.644.749,00	312.502,31	1.957.251,31

Cap.4. Cheltuieli pentru investiția de bază

Devizul obiectului 08: Lucrări hidrotehnice

în prețuri la data de 31.10.2022 , 1 euro = 4,9141 lei

Nr. crt.	Denumirea capitolelor și subcapitolelor de cheltuieli	Valoare (fără TVA)	TVA	Valoare cu TVA
		lei	lei	lei
1	2	3	4	5
Cap.4. - Cheltuieli pentru investiția de bază
4.1	Construcții și instalații
4.1.1	Rețele apă potabilă	7.666,00	1.456,54	9.122,54
4.1.2	Rețele apă incendiu	30.959,00	5.882,21	36.841,21
4.1.3	Rețele de canalizări menajere	87.746,00	16.671,74	104.417,74
4.1.4	Rețele de canalizări pluviale	355.358,00	67.518,02	422.876,02
TOTAL I - subcapitol 4.1		481.729,00	91.528,51	573.257,51
4.2	Montaj utilaje, echipamente tehnologice și funcționale
4.2.1	Instalații hidromecanice(separatoare de ulei)	8.329,00	1.582,51	9.911,51
TOTAL II - subcapitol 4.2		8.329,00	1.582,51	9.911,51
4.3	Utilaje, echipamente tehnologice și funcționale care necesită montaj
4.3.1	Instalații hidromecanice(separatoare de ulei)	27.765,00	5.275,35	33.040,35
	Total - subcapitol 4.3	27.765,00	5.275,35	33.040,35
4.4	Utilaje, echipamente tehnologice și funcționale care nu necesită montaj și echipamente de transport
	Total - subcapitol 4.4	0,00	0,00	0,00
4.5	Dotări
	Total - subcapitol 4.5	0,00	0,00	0,00
4.6	Active necorporale	0,00	0,00	0,00
TOTAL III - subcapitol 4.3+4.4+4.5+4.6		27.765,00	5.275,35	33.040,35
	TOTAL ( TOTAL I + TOTAL II +TOTAL III)	517.823,00	98.386,37	616.209,37

Cap.4. Cheltuieli pentru investiția de bază Devizul obiectului 09: Drumuri în incintă

în prețuri la data de 31.10.2022 , 1 euro = 4,9141 lei

Nr. crt.	Denumirea capitolelor și subcapitolelor de cheltuieli	Valoare (fără TVA)	TVA	Valoare cu TVA
		lei	lei	lei
1	2	3	4	5
Cap.4. - Cheltuieli pentru investiția de bază
4.1	Construcții și instalații
4.1.1	Drumuri interioare acces inclusiv platformă carosabilă	1.259.911,00	239.383,09	1.499.294,09
4.1.2	Iluminat exterior si perimetral	159.708,00	30.344,52	190.052,52
TOTAL I - subcapitol 4.1		1.419.619,00	269.727,61	1.689.346,61
4.2	Montaj utilaje, echipamente tehnologice și funcționale
TOTAL II - subcapitol 4.2		0,00	0,00	0,00
4.3	Utilaje, echipamente tehnologice și funcționale care necesită montaj
	Total - subcapitol 4.3	0,00	0,00	0,00
4.4	Utilaje, echipamente tehnologice și funcționale care nu necesită montaj și echipamente de transport
	Total - subcapitol 4.4	0,00	0,00	0,00
4.5	Dotări
4.5.1	Dotări PSI în incintă	7.371,00	1.400,49	8.771,49
	Total - subcapitol 4.5	7.371,00	1.400,49	8.771,49
4.6	Active necorporale	0,00	0,00	0,00
TOTAL III - subcapitol 4.3+4.4+4.5+4.6		7.371,00	1.400,49	8.771,49
	TOTAL ( TOTAL I + TOTAL II +TOTAL III)	1.426.990,00	271.128,10	1.698.118,10

Cap.5. Alte cheltuieli

Subcapitolul 5.1 Organizare de șantier

în prețuri la data de 31.10.2022 , 1 euro = 4,9141 lei

Nr. crt.	Denumirea capitolelor și subcapitolelor de cheltuieli	Valoare (fără TVA)	TVA	Valoare cu TVA
		lei	lei	lei
1	2	3	4	5
5.1.1	Lucrări de construcții și instalații aferente organizării de șantier	995.511,00	189.147,09	1.184.658,09
5.1.2	Cheltuieli conexe organizării șantierului	663.672,00	126.097,68	789.769,68
	Total subcapitol 5.1	1.659.183,00	315.244,77	1.974.427,77

Cap.5. Alte cheltuieli

Subcapitolul 5.2 Comisioane,cote,taxe,costul creditului în prețuri la data de 31.10.2022 , 1 euro = 4,9141 lei

Nr. crt.	Denumirea capitolelor și subcapitolelor de cheltuieli	Valoare (fără TVA)	TVA	Valoare cu TVA
		lei	lei	lei
1	2	3	4	5
5.2.1	Comisioanele si dobânzile aferente creditului băncii finanțatoare	0,00	0,00	0,00
5.2.2	Cota aferentă Inspectoratului de Stat în Construcții pentru controlul calității lucrărilor de construcții	184.517,00	0,00	184.517,00
5.2.3	Cota pentru controlul statului în amenajarea teritoriului, urbanism și pentru autorizarea execuției lucrărilor de construcții	36.903,00	0,00	36.903,00
5.2.4	Cota aferentă “Casei Sociale a Constructorilor “	184.517,00	0,00	184.517,00
5.2.5	Taxe pentru acorduri, avize și autorizația de construire/desființare	0,00	0,00	0,00
	Total subcapitol 5.2	405.937,00	0,00	405.937,00

Cap.5. Alte cheltuieli

Subcapitolul 5.3 Cheltuieli diverse și neprevăzute

în prețuri la data de 31.10.2022 , 1 euro = 4,9141 lei

Nr. crt.	Denumirea capitolelor și subcapitolelor de cheltuieli	Valoare (fără TVA)	TVA	Valoare cu TVA
		lei	lei	lei
1	2	3	4	5
5.3.1	Cheltuieli diverse și neprevăzute	8.144.583,00	1.547.470,77	9.692.053,77
	Total subcapitol 5.3	8.144.583,00	1.547.470,77	9.692.053,77

Cap.5. Alte cheltuieli

Subcapitolul 5.4 Cheltuieli pentru informare și publicitate

în prețuri la data de 31.10.2022 , 1 euro = 4,9141 lei

Nr. crt.	Denumirea capitolelor și subcapitolelor de cheltuieli	Valoare (fără TVA)	TVA	Valoare cu TVA
		lei	lei	lei
1	2	3	4	5
5.4.1	Cheltuieli pentru informare și publicitate	24.571,00	4.668,49	29.239,49
	Total subcapitol 5.4	24.571,00	4.668,49	29.239,49

Cap.5. Alte cheltuieli Subcapitolul 5.5 Salarii UIP

în prețuri la data de 31.10.2022 , 1 euro = 4,9141 lei

Nr. crt.	Denumirea capitolelor și subcapitolelor de cheltuieli	Valoare (fără TVA)	TVA	Valoare cu TVA
		lei	lei	lei
1	2	3	4	5
5.5.1	Salarii UIP	982.820,00	0,00	982.820,00
	Total subcapitol 5.5	982.820,00	0,00	982.820,00

Cap.6. Cheltuieli pentru probe tehnologice și teste Subcapitolul 6.1 Pregătirea personalului de exploatare

în prețuri la data de 31.10.2022 , 1 euro = 4,9141 lei

Nr. crt.	Denumirea capitolelor și subcapitolelor de cheltuieli	Valoare (fără TVA)	TVA	Valoare cu TVA
		lei	lei	lei
1	2	3	4	5
6.1.1	Pregătirea personalului de exploatare	24.571,00	4.668,49	29.239,49
	Total subcapitol 6.1	24.571,00	4.668,49	29.239,49

Cap.6. Cheltuieli pentru probe tehnologice și teste Subcapitolul 6.2 Probe tehnologice și teste

în prețuri la data de 31.10.2022 , 1 euro = 4,9141 lei

Nr. crt.	Denumirea capitolelor și subcapitolelor de cheltuieli	Valoare (fără TVA)	TVA	Valoare cu TVA
		lei	lei	lei
1	2	3	4	5
6.2.1	Probe tehnologice și teste	2.287.271,00	434.581,49	2.721.852,49
	Total subcapitol 6.2	2.287.271,00	434.581,49	2.721.852,49

ANEXA H2

DEVIZ GENERAL al obiectivului de investiții Centrala de cogenerare hibridă în Municipiul Bacău - Soluția 2 în prețuri la data de 31.10.2022, 1 euro = 4,9141 lei

Nr. crt.	Denumirea capitolelor și subcapitolelor de cheltuieli	Valoare (fără TVA)	TVA	Valoare cu TVA
		lei	lei	lei
1	2	3	4	5
CAPITOLUL 1 Cheltuieli pentru obținerea și amenajarea terenului
1.1	Obținerea terenului	0,00	0,00	0,00
1.2	Amenajarea terenului	76.316,00	14.500,04	90.816,04
1.3	Amenajări pentru protecția mediului și aducerea terenului la starea inițială	0,00	0,00	0,00
1.4	Cheltuieli pentru relocarea/protecția utilităților	0,00	0,00	0,00
TOTAL CAPITOL 1		76.316,00	14.500,04	90.816,04
CAPITOLUL 2 Cheltuieli pentru asigurarea utilităților necesare obiectivului de investiții
	Lucrări de construcții și instalații	237.474,00	45.120,06	282.594,06
	Lucrări de montaj	491.410,00	93.367,90	584.777,90
	Procurare echipamente	0,00	0,00	0,00
TOTAL CAPITOL 2		728.884,00	138.487,96	867.371,96
CAPITOLUL 3 Cheltuieli pentru proiectare și asistență tehnică
3.1	Studii	32.960,00	6.262,40	39.222,40
	3.1.1. Studii de teren	24.460,00	4.647,40	29.107,40
	3.1.2. Raport privind impactul asupra mediului	8.500,00	1.615,00	10.115,00
	3.1.3. Alte studii specifice	0,00	0,00	0,00
3.2	Documentații-suport și cheltuieli pentru obținerea de avize, acorduri și autorizații	103.820,00	19.725,80	123.545,80
3.3	Expertizare tehnică	0,00	0,00	0,00
3.4	Certificarea performanței energetice și auditul energetic al clădirilor	49.141,00	9.336,79	58.477,79
3.5	Proiectare	4.143.600,00	787.284,00	4.930.884,00
	3.5.1 Temă de proiectare	0,00	0,00	0,00
	3.5.2 Studiu de prefezabilitate	0,00	0,00	0,00
	3.5.3 Studiu de fezabilitate/ documentație de avizare a lucrărilor de intervenții și deviz general	185.600,00	35.264,00	220.864,00
	3.5.4 Documentațiile tehnice necesare în vederea obținerii avizelor/acordurilor/autorizațiilor	475.000,00	90.250,00	565.250,00
	3.5.5 Verificarea tehnică de calitate a proiectului tehnic și a detaliilor de execuție	348.000,00	66.120,00	414.120,00
	3.5.6 Proiect tehnic și detalii de execuție	3.135.000,00	595.650,00	3.730.650,00
3.6	Organizarea procedurilor de achiziție	25.000,00	4.750,00	29.750,00
3.7	Consultanță	1.785.732,00	339.289,08	2.125.021,08

	3.7.1. Managementul de proiect pentru obiectivul de investiții	1.662.879,00	315.947,01	1.978.826,01
	3.7.2. Auditul financiar	122.853,00	23.342,07	146.195,07
3.8	Asistență tehnică	1.172.574,00	222.789,06	1.395.363,06
	3.8.1. Asistență tehnică din partea proiectantului	914.584,00	173.770,96	1.088.354,96
	3.8.1.1. pe perioada de execuție a lucrărilor	731.667,00	139.016,73	870.683,73
	3.8.I.2. pentru participarea proiectantului la fazele incluse în programul de control al lucrărilor de execuție, avizat de către Inspectoratul de Stat în Construcții	182.917,00	34.754,23	217.671,23
	3.8.2. Dirigenție de șantier	257.990,00	49.018,10	307.008,10
TOTAL CAPITOL 3		7.312.827,00	1.389.437,13	8.702.264,13
CAPITOLUL 4 Cheltuieli pentru investiția de bază
4.1	Construcții și instalații
01	Clădirea motoare termice	26.342.897,00	5.005.150,43	31.348.047,43
02	Clădire auxiliară	6.471.566,00	1.229.597,54	7.701.163,54
03	Rețele tehnologice în incintă	5.178.788,00	983.969,72	6.162.757,72
04	Stația electrică 110 kV interioara existenta	0,00	0,00	0,00
05	Transformator de putere	140.062,00	26.611,78	166.673,78
06	Instalații de comunicații și curenți slabi	0,00	0,00	0,00
07	Lucrări în statia electrică 6 kV OBM și CCT(camera de comandă tehnologică) existentă	0,00	0,00	0,00
08	Lucrări hidrotehnice	481.729,00	91.528,51	573.257,51
09	Drumuri în incintă	1.541.386,00	292.863,34	1.834.249,34
Total subcapitol 4.1		40.156.428,00	7.629.721,32	47.786.149,32
4.2	Montaj utilaje, echipamente tehnologice și funcționale
01	Clădirea motoare termice	13.531.269,00	2.570.941,11	16.102.210,11
02	Clădire auxiliară	4.542.441,00	863.063,79	5.405.504,79
03	Rețele tehnologice în incintă	10.702.812,00	2.033.534,28	12.736.346,28
04	Stația electrică 110 kV interioara existenta	115.088,00	21.866,72	136.954,72
05	Transformator de putere	368.558,00	70.026,02	438.584,02
06	Instalații de comunicații și curenți slabi	242.265,00	46.030,35	288.295,35
07	Lucrări în statia electrică 6 kV OBM și CCT(camera de comandă tehnologică) existentă	49.141,00	9.336,79	58.477,79
08	Lucrări hidrotehnice	8.329,00	1.582,51	9.911,51
09	Drumuri în incintă	0,00	0,00	0,00
Total subcapitol 4.2		29.559.903,00	5.616.381,57	35.176.284,57
4.3	Utilaje, echipamente tehnologice și funcționale care necesită montaj
01	Clădirea motoare termice	74.977.374,00	14.245.701,06	89.223.075,06
02	Clădire auxiliară	10.730.887,00	2.038.868,53	12.769.755,53
03	Rețele tehnologice în incintă	73.712,00	14.005,28	87.717,28
04	Stația electrică 110 kV interioara existenta	1.390.690,00	264.231,10	1.654.921,10
05	Transformator de putere	7.371.150,00	1.400.518,50	8.771.668,50

06	Instalații de comunicații și curenți slabi	364.626,00	69.278,94	433.904,94
07	Lucrări în statia electrică 6 kV OBM și CCT(camera de comandă tehnologică) existentă	1.594.625,00	302.978,75	1.897.603,75
08	Lucrări hidrotehnice	27.765,00	5.275,35	33.040,35
09	Drumuri în incintă	0,00	0,00	0,00
Total subcapitol 4.3		96.530.829,00	18.340.857,51	114.871.686,51
4.4	Utilaje, echipamente tehnologice și funcționale care nu necesită montaj și echipamente de transport
Total subcapitol 4.4		0,00	0,00	0,00
4.5	Dotări
01	Clădirea motoare termice	14.742,00	2.800,98	17.542,98
02	Clădire auxiliară	14.251,00	2.707,69	16.958,69
03	Rețele tehnologice în incintă	0,00	0,00	0,00
04	Stația electrică 110 kV interioara existenta	2.457,00	466,83	2.923,83
05	Transformator de putere	983,00	186,77	1.169,77
06	Instalații de comunicații și curenți slabi	0,00	0,00	0,00
07	Lucrări în statia electrică 6 kV OBM și CCT(camera de comandă tehnologică) existentă	983,00	186,77	1.169,77
08	Lucrări hidrotehnice	0,00	0,00	0,00
09	Drumuri în incintă	7.371,00	1.400,49	8.771,49
Total subcapitol 4.5		40.787,00	7.749,53	48.536,53
4.6	Active necorporale
Total subcapitol 4.6		0,00	0,00	0,00
TOTAL CAPITOL 4		166.287.947,00	31.594.709,93	197.882.656,93
CAPITOLUL 5 Alte cheltuieli
5.1	Organizare de șantier	1.763.039,00	334.977,41	2.098.016,41
	5.1.1 Lucrări de construcții și instalații aferente organizării de șantier	1.057.824,00	200.986,56	1.258.810,56
	5.1.2 Cheltuieli conexe organizării șantierului	705.215,00	133.990,85	839.205,85
5.2	Comisioane, cote , taxe,costul creditului	456.808,00	0,00	456.808,00
	5.2.1 Comisioanele si dobânzile aferente creditului băncii finanțatoare	0,00	0,00	0,00
	5.2.2 Cota aferentă Inspectoratului de Stat în Construcții pentru controlul calității lucrărilor de construcții	207.640,00	0,00	207.640,00
	5.2.3 Cota pentru controlul statului în amenajarea teritoriului, urbanism și pentru autorizarea execuției lucrărilor de construcții	41.528,00	0,00	41.528,00
	5.2.4 Cota aferentă “Casei Sociale a Constructorilor “	207.640,00	0,00	207.640,00
	5.2.6 Taxe pentru acorduri, avize și autorizația de construire/ desființare	0,00	0,00	0,00
5.3	Cheltuieli diverse și neprevăzute	8.620.466,00	1.637.888,54	10.258.354,54

5.4	Cheltuieli pentru informare și publicitate	24.571,00	4.668,49	29.239,49
5.5	Salarii UIP	982.820,00	0,00	982.820,00
TOTAL CAPITOL 5		11.847.704,00	1.977.534,44	13.825.238,44
CAPITOLUL 6 Cheltuieli pentru probe tehnologice și teste
6.1	Pregătirea personalului de exploatare	24.571,00	4.668,49	29.239,49
6.2	Probe tehnologice și teste	2.413.271,00	458.521,49	2.871.792,49
TOTAL CAPITOL 6		2.437.842,00	463.189,98	2.901.031,98
	TOTAL GENERAL	188.691.520,00	35.577.859,48	224.269.379,48
	din care C + M	71.579.355,00	13.600.077,45	85.179.432,45

Cap.1. Cheltuieli pentru obținerea și amenajarea terenului Subcapitolul 1.2 Amenajarea terenului

în prețuri la data de 31.10.2022 , 1 euro = 4,9141 lei

Nr. crt.	Denumirea capitolelor și subcapitolelor de cheltuieli	Valoare (fără TVA)	TVA	Valoare cu TVA
		lei	lei	lei
1	2	3	4	5
1.2	Construcții și instalații
1.2.1	Amenajarea terenului	76.316,00	14.500,04	90.816,04
	TOTAL I	76.316,00	14.500,04	90.816,04
II. - MONTAJ
	Montaj utilaje, echipamente tehnologice și funcționale
	TOTAL II	0,00	0,00	0,00
III. - PROCURARE
	Total	0,00	0,00	0,00
	Dotări
	Total	0,00	0,00	0,00
	TOTAL III	0,00	0,00	0,00
	Total subcapitol 1.2	76.316,00	14.500,04	90.816,04

Cap.2.Cheltuieli pentru asigurarea utilităților necesare obiectivului de investiții Devizul obiectului 01: Lucrări pentru asigurarea utilităților necesare obiectivului de investiții

în prețuri la data de 31.10.2022 , 1 euro = 4,9141 lei

Nr. crt.	Denumirea capitolelor și subcapitolelor de cheltuieli	Valoare (fără TVA)	TVA	Valoare cu TVA
		lei	lei	lei
1	2	3	4	5
I. -CONSTRUCȚII ȘI INSTALAȚII
01.1	Racord la rețeaua de termoficare	147.423,00	28.010,37	175.433,37
01.2	Racord la sistemul de alimentare cu apă	3.833,00	728,27	4.561,27
01.3	Racord la sistemul de canalizare	86.218,00	16.381,42	102.599,42
	TOTAL I	237.474,00	45.120,06	282.594,06
II. - MONTAJ
	Montaj utilaje, echipamente tehnologice și funcționale
01.1	Racord la rețeaua de termoficare	491.410,00	93.367,90	584.777,90
	TOTAL II	491.410,00	93.367,90	584.777,90
III. - PROCURARE
	Utilaje, echipamente tehnologice și funcționale care necesită montaj
	Total	0,00	0,00	0,00
	Dotări
	Total	0,00	0,00	0,00
	TOTAL III	0,00	0,00	0,00
	TOTAL ( TOTAL I + TOTAL II +TOTAL III)	728.884,00	138.487,96	867.371,96

Cap.3. Cheltuieli pentru proiectare și asistență tehnică

în prețuri la data de 31.10.2022 , 1 euro = 4,9141 lei

Nr. crt.	Denumirea capitolelor și subcapitolelor de cheltuieli	Valoare (fără TVA)	TVA	Valoare cu TVA
		lei	lei	lei
1	2	3	4	5
3.1	Subcapitolul 3.1 Studii	32.960,00	6.262,40	39.222,40
3.1.1	Studii de teren	24.460,00	4.647,40	29.107,40
3.1.2	Raport privind impactul asupra mediului	8.500,00	1.615,00	10.115,00
3.1.3	Alte studii specifice	0,00	0,00	0,00
3.2	Documentații-suport și cheltuieli pentru obținerea de avize, acorduri și autorizații	103.820,00	19.725,80	123.545,80
3.2.1	Alte avize, acorduri și autorizații	103.820,00	19.725,80	123.545,80
3.3	Expertizare tehnică	0,00	0,00	0,00
3.4	Certificarea performanței energetice și auditul energetic al clădirilor	49.141,00	9.336,79	58.477,79
3.5	Proiectare	4.143.600,00	787.284,00	4.930.884,00
	3.5.1 Temă de proiectare	0,00	0,00	0,00
	3.5.2 Studiu de prefezabilitate	0,00	0,00	0,00
	3.5.3 Studiu de fezabilitate/ documentație de avizare a lucrărilor de intervenții și deviz general	185.600,00	35.264,00	220.864,00
	3.5.4 Documentațiile tehnice necesare în vederea obținerii avizelor/acordurilor/autorizațiilor	475.000,00	90.250,00	565.250,00
	3.5.5 Verificarea tehnică de calitate a proiectului tehnic și a detaliilor de execuție	348.000,00	66.120,00	414.120,00
	3.5.6 Proiect tehnic și detalii de execuție	3.135.000,00	595.650,00	3.730.650,00
3.6	Organizarea procedurilor de achiziție	25.000,00	4.750,00	29.750,00
3.7	Consultanță	1.785.732,00	339.289,08	2.125.021,08
	3.7.1. Managementul de proiect pentru obiectivul de investiții	1.662.879,00	315.947,01	1.978.826,01
	3.7.2. Auditul financiar	122.853,00	23.342,07	146.195,07
3.8	Asistență tehnică	1.172.574,00	222.789,06	1.395.363,06
	3.8.1. Asistență tehnică din partea proiectantului	914.584,00	173.770,96	1.088.354,96
	3.8.1.1. pe perioada de execuție a lucrărilor	731.667,00	139.016,73	870.683,73
	3.8.1.2. pentru participarea proiectantului la fazele incluse în programul de control al lucrărilor de execuție, avizat de către Inspectoratul de Stat în Construcții	182.917,00	34.754,23	217.671,23
	3.8.2. Dirigenție de șantier	257.990,00	49.018,10	307.008,10
	TOTAL CAPITOL 3	7.312.827,00	1.389.437,13	8.702.264,13

Cap.4. Cheltuieli pentru investiția de bază Devizul obiectului 01: Clădirea motoare termice

în prețuri la data de 31.10.2022 , 1 euro = 4,9141 lei

Nr. crt.	Denumirea capitolelor și subcapitolelor de cheltuieli	Valoare (fără TVA)	TVA	Valoare cu TVA
		lei	lei	lei
1	2	3	4	5
Cap.4. - Cheltuieli pentru investiția de bază
4.1	Construcții și instalații
4.1.1	Lucrări de rezistență	19.701.737,00	3.743.330,03	23.445.067,03
4.1.2	Lucrări de arhitectură	5.557.847,00	1.055.990,93	6.613.837,93
4.1.3	Instalații interioare aferente construcțiilor din care:
	instalații electrice	328.999,00	62.509,81	391.508,81
	instalații sanitare și stins incendiu	147.423,00	28.010,37	175.433,37
	HVAC	606.891,00	115.309,29	722.200,29
TOTAL I - subcapitol 4.1		26.342.897,00	5.005.150,43	31.348.047,43
4.2	Montaj utilaje, echipamente tehnologice și funcționale
4.2.1	Motoare termice	6.910.011,00	1.312.902,09	8.222.913,09
4.2.2	Sisteme termomecanice	5.113.612,00	971.586,28	6.085.198,28
4.2.3	Coșuri de fum	1.114.518,00	211.758,42	1.326.276,42
4.2.4	Sisteme de automatizare	393.128,00	74.694,32	467.822,32
TOTAL II - subcapitol 4.2		13.531.269,00	2.570.941,11	16.102.210,11
4.3	Utilaje, echipamente tehnologice și funcționale care necesită montaj
4.3.1	Motoare termice	69.100.109,00	13.129.020,71	82.229.129,71
4.3.2	Sisteme termomecanice	982.820,00	186.735,80	1.169.555,80
4.3.3	Coșuri de fum	3.715.060,00	705.861,40	4.420.921,40
4.3.4	Sisteme de automatizare	466.840,00	88.699,60	555.539,60
4.3.5	Instalații interioare aferente construcțiilor din care:
	HVAC	712.545,00	135.383,55	847.928,55
	Total - subcapitol 4.3	74.977.374,00	14.245.701,06	89.223.075,06
4.4	Utilaje, echipamente tehnologice și funcționale care nu necesită montaj și echipamente de transport
	Total - subcapitol 4.4	0,00	0,00	0,00
4.5	Dotări
4.5.1	Instalații stins incendiu	14.742,00	2.800,98	17.542,98
	Total - subcapitol 4.5	14.742,00	2.800,98	17.542,98
4.6	Active necorporale	0,00	0,00	0,00
TOTAL III - subcapitol 4.3+4.4+4.5+4.6		74.992.116,00	14.248.502,04	89.240.618,04
	TOTAL ( TOTAL I + TOTAL II +TOTAL III)	114.866.282,00	21.824.593,58	136.690.875,58

Cap.4. Cheltuieli pentru investiția de bază Devizul obiectului 02: Clădire auxiliară

în prețuri la data de 31.10.2022 , 1 euro = 4,9141 lei

Nr. crt.	Denumirea capitolelor și subcapitolelor de cheltuieli	Valoare (fără TVA)	TVA	Valoare cu TVA
		lei	lei	lei
1	2	3	4	5
Cap.4. - Cheltuieli pentru investiția de bază
4.1	Construcții și instalații
4.1.1	Lucrări de rezistență	4.190.440,00	796.183,60	4.986.623,60
4.1.2	Lucrări de arhitectură în :
	sala pompe termoficare	245.705,00	46.683,95	292.388,95
	stația electrică servicii proprii inclusiv camera de comandă	1.167.099,00	221.748,81	1.388.847,81
4.1.3	Instalații electrice aferente construcțiilor în :
	sala pompe termoficare	31.942,00	6.068,98	38.010,98
	stația electrică servicii proprii inclusiv camera de comandă	74.694,00	14.191,86	88.885,86
4.1.4	Instalații sanitare și stins incendiu în :
	sala pompe termoficare	49.141,00	9.336,79	58.477,79
	stația electrică servicii proprii inclusiv camera de comandă	49.141,00	9.336,79	58.477,79
4.1.5	Instalații HVAC în :
	sala pompe termoficare	142.509,00	27.076,71	169.585,71
	stația electrică servicii proprii inclusiv camera de comandă	520.895,00	98.970,05	619.865,05
TOTAL I - subcapitol 4.1		6.471.566,00	1.229.597,54	7.701.163,54
4.2	Montaj utilaje, echipamente tehnologice și funcționale
4.2.1	Sisteme termomecanice în :
	sala pompe termoficare	589.692,00	112.041,48	701.733,48
	gospodăria de ulei	31.789,00	6.039,91	37.828,91
4.2.2	Sisteme tehnologice electrice în :
	stația electrică servicii proprii inclusiv camera de comandă	87.962,00	16.712,78	104.674,78
4.2.3	Sisteme de automatizare în :
	sala pompe termoficare	245.705,00	46.683,95	292.388,95
	gospodăria de ulei	49.141,00	9.336,79	58.477,79
	stația electrică servicii proprii inclusiv camera de comandă	3.538.152,00	672.248,88	4.210.400,88
TOTAL II - subcapitol 4.2		4.542.441,00	863.063,79	5.405.504,79
4.3	Utilaje, echipamente tehnologice și funcționale care necesită montaj
4.3.1	Sisteme termomecanice în :
	sala pompe termoficare	1.474.230,00	280.103,70	1.754.333,70
	gospodăria de ulei	317.908,00	60.402,52	378.310,52
4.3.2	Sisteme tehnologice electrice în :
	stația electrică servicii proprii inclusiv camera de comandă	4.855.131,00	922.474,89	5.777.605,89
4.3.3	Sisteme de automatizare în :
	sala pompe termoficare	417.699,00	79.362,81	497.061,81
	gospodăria de ulei	73.712,00	14.005,28	87.717,28

	stația electrică servicii proprii inclusiv camera de comandă	2.850.178,00	541.533,82	3.391.711,82
4.3.4	Instalații sanitare și stins incendiu în stația electrică servicii proprii inclusiv camera de comandă	4.914,00	933,66	5.847,66
4.3.5	Instalații HVAC în :
	sala pompe termoficare	147.423,00	28.010,37	175.433,37
	stația electrică servicii proprii inclusiv camera de comandă	589.692,00	112.041,48	701.733,48
	Total - subcapitol 4.3	10.730.887,00	2.038.868,53	12.769.755,53
4.4	Utilaje, echipamente tehnologice și funcționale care nu necesită montaj și echipamente de transport
	Total - subcapitol 4.4	0,00	0,00	0,00
4.5	Dotări
4.5.1	Instalații sanitare și stins incendiu în :		0,00	0,00
	sala pompe termoficare	2.457,00	466,83	2.923,83
	gospodăria de ulei	4.423,00	840,37	5.263,37
	stația electrică servicii proprii inclusiv camera de comandă și corp administrativ	7.371,00	1.400,49	8.771,49
	Total - subcapitol 4.5	14.251,00	2.707,69	16.958,69
4.6	Active necorporale	0,00	0,00	0,00
TOTAL III - subcapitol 4.3+4.4+4.5+4.6		10.745.138,00	2.041.576,22	12.786.714,22
	TOTAL ( TOTAL I + TOTAL II +TOTAL III)	21.759.145,00	4.134.237,55	25.893.382,55

Cap.4. Cheltuieli pentru investiția de bază Devizul obiectului 03: Rețele tehnologice în incintă

în prețuri la data de 31.10.2022 , 1 euro = 4,9141 lei

Nr. crt.	Denumirea capitolelor și subcapitolelor de cheltuieli	Valoare (fără TVA)	TVA	Valoare cu TVA
		lei	lei	lei
1	2	3	4	5
Cap.4. - Cheltuieli pentru investiția de bază
4.1	Construcții și instalații
4.1.1	Lucrări de rezistență - estacada principala	2.764.211,00	525.200,09	3.289.411,09
4.1.2	Lucrări de rezistență - estacade secundare	2.414.577,00	458.769,63	2.873.346,63
TOTAL I - subcapitol 4.1		5.178.788,00	983.969,72	6.162.757,72
4.2	Montaj utilaje, echipamente tehnologice și funcționale
4.2.1	Rețea de gaz	1.474.230,00	280.103,70	1.754.333,70
4.2.2	Rețele de termoficare	1.965.640,00	373.471,60	2.339.111,60
4.2.3	Rețele electrice	7.213.801,00	1.370.622,19	8.584.423,19
4.2.4	Sisteme de automatizare	49.141,00	9.336,79	58.477,79
TOTAL II - subcapitol 4.2		10.702.812,00	2.033.534,28	12.736.346,28
4.3	Utilaje, echipamente tehnologice și funcționale care necesită montaj
4.3.1	Sisteme de automatizare	73.712,00	14.005,28	87.717,28
	Total - subcapitol 4.3	73.712,00	14.005,28	87.717,28
4.4	Utilaje, echipamente tehnologice și funcționale care nu necesită montaj și echipamente de transport
	Total - subcapitol 4.4	0,00	0,00	0,00
4.5	Dotări
	Total - subcapitol 4.5	0,00	0,00	0,00
4.6	Active necorporale	0,00	0,00	0,00
TOTAL III - subcapitol 4.3+4.4+4.5+4.6		73.712,00	14.005,28	87.717,28
	TOTAL ( TOTAL I + TOTAL II +TOTAL III)	15.955.312,00	3.031.509,28	18.986.821,28

Cap.4. Cheltuieli pentru investiția de bază Devizul obiectului 04: Stația electrică 110 kV interioara existenta

în prețuri la data de 31.10.2022 , 1 euro = 4,9141 lei

Nr. crt.	Denumirea capitolelor și subcapitolelor de cheltuieli	Valoare (fără TVA)	TVA	Valoare cu TVA
		lei	lei	lei
1	2	3	4	5
Cap.4. - Cheltuieli pentru investiția de bază
4.1	Construcții și instalații
TOTAL I - subcapitol 4.1		0,00	0,00	0,00
4.2	Montaj utilaje, echipamente tehnologice și funcționale
4.2.1	Sisteme tehnologice electrice	115.088,00	21.866,72	136.954,72
TOTAL II - subcapitol 4.2		115.088,00	21.866,72	136.954,72
4.3	Utilaje, echipamente tehnologice și funcționale care necesită montaj
4.3.1	Sisteme tehnologice electrice	1.390.690,00	264.231,10	1.654.921,10
	Total - subcapitol 4.3	1.390.690,00	264.231,10	1.654.921,10
4.4	Utilaje, echipamente tehnologice și funcționale care nu necesită montaj și echipamente de transport
	Total - subcapitol 4.4	0,00	0,00	0,00
4.5	Dotări
4.5.1	Instalații stins incendiu	2.457,00	466,83	2.923,83
	Total - subcapitol 4.5	2.457,00	466,83	2.923,83
4.6	Active necorporale	0,00	0,00	0,00
TOTAL III - subcapitol 4.3+4.4+4.5+4.6		1.393.147,00	264.697,93	1.657.844,93
	TOTAL ( TOTAL I + TOTAL II +TOTAL III)	1.508.235,00	286.564,65	1.794.799,65

Cap.4. Cheltuieli pentru investiția de bază

Devizul obiectului 05: Transformator de putere

în prețuri la data de 31.10.2022 , 1 euro = 4,9141 lei

Nr. crt.	Denumirea capitolelor și subcapitolelor de cheltuieli	Valoare (fără TVA)	TVA	Valoare cu TVA
		lei	lei	lei
1	2	3	4	5
Cap.4. - Cheltuieli pentru investiția de bază
4.1	Construcții și instalații
4.1.1	Lucrări de rezistență	140.062,00	26.611,78	166.673,78
TOTAL I - subcapitol 4.1		140.062,00	26.611,78	166.673,78
4.2	Montaj utilaje, echipamente tehnologice și funcționale
4.2.1	Sisteme tehnologice electrice	368.558,00	70.026,02	438.584,02
TOTAL II - subcapitol 4.2		368.558,00	70.026,02	438.584,02
4.3	Utilaje, echipamente tehnologice și funcționale care necesită montaj
4.3.1	Sisteme tehnologice electrice	7.371.150,00	1.400.518,50	8.771.668,50
	Total - subcapitol 4.3	7.371.150,00	1.400.518,50	8.771.668,50
4.4	Utilaje, echipamente tehnologice și funcționale care nu necesită montaj și echipamente de transport
	Total - subcapitol 4.4	0,00	0,00	0,00
4.5	Dotări
4.5.1	Instalații stins incendiu	983,00	186,77	1.169,77
	Total - subcapitol 4.5	983,00	186,77	1.169,77
4.6	Active necorporale	0,00	0,00	0,00
TOTAL III - subcapitol 4.3+4.4+4.5+4.6		7.372.133,00	1.400.705,27	8.772.838,27
	TOTAL ( TOTAL I + TOTAL II +TOTAL III)	7.880.753,00	1.497.343,07	9.378.096,07

Cap.4. Cheltuieli pentru investiția de bază

Devizul obiectului 06: Instalații de comunicații și curenți slabi

în prețuri la data de 31.10.2022 , 1 euro = 4,9141 lei

Nr. crt.	Denumirea capitolelor și subcapitolelor de cheltuieli	Valoare (fără TVA)	TVA	Valoare cu TVA
		lei	lei	lei
1	2	3	4	5
Cap.4. - Cheltuieli pentru investiția de bază
4.1	Construcții și instalații
TOTAL I - subcapitol 4.1		0,00	0,00	0,00
4.2	Montaj utilaje, echipamente tehnologice și funcționale
4.2.1	Instalație de detecție incendiu și telefonie	242.265,00	46.030,35	288.295,35
TOTAL II - subcapitol 4.2		242.265,00	46.030,35	288.295,35
4.3	Utilaje, echipamente tehnologice și funcționale care necesită montaj
4.3.1	Instalație de detecție incendiu și telefonie	364.626,00	69.278,94	433.904,94
	Total - subcapitol 4.3	364.626,00	69.278,94	433.904,94
4.4	Utilaje, echipamente tehnologice și funcționale care nu necesită montaj și echipamente de transport
	Total - subcapitol 4.4	0,00	0,00	0,00
4.5	Dotări
	Total - subcapitol 4.5	0,00	0,00	0,00
4.6	Active necorporale	0,00	0,00	0,00
TOTAL III - subcapitol 4.3+4.4+4.5+4.6		364.626,00	69.278,94	433.904,94
	TOTAL ( TOTAL I + TOTAL II +TOTAL III)	606.891,00	115.309,29	722.200,29

Cap.4. Cheltuieli pentru investiția de bază

Devizul obiectului 07: Lucrări în statia electrică 6 kV OBM și CCT(camera de comandă tehnologică) existentă

în prețuri la data de 31.10.2022 , 1 euro = 4,9141 lei

Nr. crt.	Denumirea capitolelor și subcapitolelor de cheltuieli	Valoare (fără TVA)	TVA	Valoare cu TVA
		lei	lei	lei
1	2	3	4	5
Cap.4. - Cheltuieli pentru investiția de bază
4.1	Construcții și instalații
TOTAL I - subcapitol 4.1		0,00	0,00	0,00
4.2	Montaj utilaje, echipamente tehnologice și funcționale
4.2.1	Sisteme tehnologice electrice	49.141,00	9.336,79	58.477,79
TOTAL II - subcapitol 4.2		49.141,00	9.336,79	58.477,79
4.3	Utilaje, echipamente tehnologice și funcționale care necesită montaj
4.3.1	Sisteme tehnologice electrice	1.594.625,00	302.978,75	1.897.603,75
	Total - subcapitol 4.3	1.594.625,00	302.978,75	1.897.603,75
4.4	Utilaje, echipamente tehnologice și funcționale care nu necesită montaj și echipamente de transport
	Total - subcapitol 4.4	0,00	0,00	0,00
4.5	Dotări
4.5.1	Instalații stins incendiu	983,00	186,77	1.169,77
	Total - subcapitol 4.5	983,00	186,77	1.169,77
4.6	Active necorporale	0,00	0,00	0,00
TOTAL III - subcapitol 4.3+4.4+4.5+4.6		1.595.608,00	303.165,52	1.898.773,52
	TOTAL ( TOTAL I + TOTAL II +TOTAL III)	1.644.749,00	312.502,31	1.957.251,31

Cap.4. Cheltuieli pentru investiția de bază

Devizul obiectului 08: Lucrări hidrotehnice

în prețuri la data de 31.10.2022 , 1 euro = 4,9141 lei

Nr. crt.	Denumirea capitolelor și subcapitolelor de cheltuieli	Valoare (fără TVA)	TVA	Valoare cu TVA
		lei	lei	lei
1	2	3	4	5
Cap.4. - Cheltuieli pentru investiția de bază
4.1	Construcții și instalații
4.1.1	Rețele apă potabilă	7.666,00	1.456,54	9.122,54
4.1.2	Rețele apă incendiu	30.959,00	5.882,21	36.841,21
4.1.3	Rețele de canalizări menajere	87.746,00	16.671,74	104.417,74
4.1.4	Rețele de canalizări pluviale	355.358,00	67.518,02	422.876,02
TOTAL I - subcapitol 4.1		481.729,00	91.528,51	573.257,51
4.2	Montaj utilaje, echipamente tehnologice și funcționale
4.2.1	Instalații hidromecanice(separatoare de ulei)	8.329,00	1.582,51	9.911,51
TOTAL II - subcapitol 4.2		8.329,00	1.582,51	9.911,51
4.3	Utilaje, echipamente tehnologice și funcționale care necesită montaj
4.3.1	Instalații hidromecanice(separatoare de ulei)	27.765,00	5.275,35	33.040,35
	Total - subcapitol 4.3	27.765,00	5.275,35	33.040,35
4.4	Utilaje, echipamente tehnologice și funcționale care nu necesită montaj și echipamente de transport
	Total - subcapitol 4.4	0,00	0,00	0,00
4.5	Dotări
	Total - subcapitol 4.5	0,00	0,00	0,00
4.6	Active necorporale	0,00	0,00	0,00
TOTAL III - subcapitol 4.3+4.4+4.5+4.6		27.765,00	5.275,35	33.040,35
	TOTAL ( TOTAL I + TOTAL II +TOTAL III)	517.823,00	98.386,37	616.209,37

Cap.4. Cheltuieli pentru investiția de bază Devizul obiectului 09: Drumuri în incintă

în prețuri la data de 31.10.2022 , 1 euro = 4,9141 lei

Nr. crt.	Denumirea capitolelor și subcapitolelor de cheltuieli	Valoare (fără TVA)	TVA	Valoare cu TVA
		lei	lei	lei
1	2	3	4	5
Cap.4. - Cheltuieli pentru investiția de bază
4.1	Construcții și instalații
4.1.1	Drumuri interioare acces inclusiv platformă carosabilă	1.381.678,00	262.518,82	1.644.196,82
4.1.2	Iluminat exterior si perimetral	159.708,00	30.344,52	190.052,52
TOTAL I - subcapitol 4.1		1.541.386,00	292.863,34	1.834.249,34
4.2	Montaj utilaje, echipamente tehnologice și funcționale
TOTAL II - subcapitol 4.2		0,00	0,00	0,00
4.3	Utilaje, echipamente tehnologice și funcționale care necesită montaj
	Total - subcapitol 4.3	0,00	0,00	0,00
4.4	Utilaje, echipamente tehnologice și funcționale care nu necesită montaj și echipamente de transport
	Total - subcapitol 4.4	0,00	0,00	0,00
4.5	Dotări
4.5.1	Dotări PSI în incintă	7.371,00	1.400,49	8.771,49
	Total - subcapitol 4.5	7.371,00	1.400,49	8.771,49
4.6	Active necorporale	0,00	0,00	0,00
TOTAL III - subcapitol 4.3+4.4+4.5+4.6		7.371,00	1.400,49	8.771,49
	TOTAL ( TOTAL I + TOTAL II +TOTAL III)	1.548.757,00	294.263,83	1.843.020,83

Cap.5. Alte cheltuieli

Subcapitolul 5.1 Organizare de șantier

în prețuri la data de 31.10.2022 , 1 euro = 4,9141 lei

Nr. crt.	Denumirea capitolelor și subcapitolelor de cheltuieli	Valoare (fără TVA)	TVA	Valoare cu TVA
		lei	lei	lei
1	2	3	4	5
5.1.1	Lucrări de construcții și instalații aferente organizării de șantier	1.057.824,00	200.986,56	1.258.810,56
5.1.2	Cheltuieli conexe organizării șantierului	705.215,00	133.990,85	839.205,85
	Total subcapitol 5.1	1.763.039,00	334.977,41	2.098.016,41

Cap.5. Alte cheltuieli

Subcapitolul 5.2 Comisioane,cote,taxe,costul creditului în prețuri la data de 31.10.2022 , 1 euro = 4,9141 lei

Nr. crt.	Denumirea capitolelor și subcapitolelor de cheltuieli	Valoare (fără TVA)	TVA	Valoare cu TVA
		lei	lei	lei
1	2	3	4	5
5.2.1	Comisioanele si dobânzile aferente creditului băncii finanțatoare	0,00	0,00	0,00
5.2.2	Cota aferentă Inspectoratului de Stat în Construcții pentru controlul calității lucrărilor de construcții	207.640,00	0,00	207.640,00
5.2.3	Cota pentru controlul statului în amenajarea teritoriului, urbanism și pentru autorizarea execuției lucrărilor de construcții	41.528,00	0,00	41.528,00
5.2.4	Cota aferentă “Casei Sociale a Constructorilor “	207.640,00	0,00	207.640,00
5.2.5	Taxe pentru acorduri, avize și autorizația de construire/desființare	0,00	0,00	0,00
	Total subcapitol 5.2	456.808,00	0,00	456.808,00

Cap.5. Alte cheltuieli Subcapitolul 5.3 Cheltuieli diverse și neprevăzute

în prețuri la data de 31.10.2022 , 1 euro = 4,9141 lei

Nr. crt.	Denumirea capitolelor și subcapitolelor de cheltuieli	Valoare (fără TVA)	TVA	Valoare cu TVA
		lei	lei	lei
1	2	3	4	5
5.3.1	Cheltuieli diverse și neprevăzute	8.620.466,00	1.637.888,54	10.258.354,54
	Total subcapitol 5.3	8.620.466,00	1.637.888,54	10.258.354,54

Cap.5. Alte cheltuieli

Subcapitolul 5.4 Cheltuieli pentru informare și publicitate

în prețuri la data de 31.10.2022 , 1 euro = 4,9141 lei

Nr. crt.	Denumirea capitolelor și subcapitolelor de cheltuieli	Valoare (fără TVA)	TVA	Valoare cu TVA
		lei	lei	lei
1	2	3	4	5
5.4.1	Cheltuieli pentru informare și publicitate	24.571,00	4.668,49	29.239,49
	Total subcapitol 5.4	24.571,00	4.668,49	29.239,49

Cap.5. Alte cheltuieli Subcapitolul 5.5 Salarii UIP

în prețuri la data de 31.10.2022 , 1 euro = 4,9141 lei

Nr. crt.	Denumirea capitolelor și subcapitolelor de cheltuieli	Valoare (fără TVA)	TVA	Valoare cu TVA
		lei	lei	lei
1	2	3	4	5
5.5.1	Salarii UIP	982.820,00	0,00	982.820,00
	Total subcapitol 5.5	982.820,00	0,00	982.820,00

Cap.6. Cheltuieli pentru probe tehnologice și teste Subcapitolul 6.1 Pregătirea personalului de exploatare

în prețuri la data de 31.10.2022 , 1 euro = 4,9141 lei

Nr. crt.	Denumirea capitolelor și subcapitolelor de cheltuieli	Valoare (fără TVA)	TVA	Valoare cu TVA
		lei	lei	lei
1	2	3	4	5
6.1.1	Pregătirea personalului de exploatare	24.571,00	4.668,49	29.239,49
	Total subcapitol 6.1	24.571,00	4.668,49	29.239,49

Cap.6. Cheltuieli pentru probe tehnologice și teste Subcapitolul 6.2 Probe tehnologice și teste

în prețuri la data de 31.10.2022 , 1 euro = 4,9141 lei

Nr. crt.	Denumirea capitolelor și subcapitolelor de cheltuieli	Valoare (fără TVA)	TVA	Valoare cu TVA
		lei	lei	lei
1	2	3	4	5
6.2.1	Probe tehnologice și teste	2.413.271,00	458.521,49	2.871.792,49
	Total subcapitol 6.2	2.413.271,00	458.521,49	2.871.792,49

Studiu de fezabilitate

CENTRALA DE COGENERARE HIBRIDA

Anul	U.M	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030	2031
Total intrări de numerar, din care:	lei	0.00	0.00	82,926,476.61	76,746,941.09	71,072,074.89	65,858,836.66	61,067,924.74	56,663,449.76	55,725,794.66
Venituri din vanzarea energiei electrice	lei	0.00	0.00	61,832,242.22	56,391,004.91	51,428,596.48	46,902,879.99	42,775,426.55	39,011,189.01	38,691,363.04
Venituri din vanzarea energiei termice	lei	0.00	0.00	21,094,234.38	20,355,936.18	19,643,478.42	18,955,956.67	18,292,498.19	17,652,260.75	17,034,431.62
Total ieșiri de numerar, din care:	lei	53,104,531.00	125,209,219.00	78,497,432.20	72,499,335.37	67,186,813.95	62,485,825.79	58,330,325.32	54,661,399.85	54,075,268.15
Cheltuieli de operare variabile, din care:	lei	0.00	0.00	77,994,060.80	71,995,963.97	66,683,442.55	61,982,454.39	57,826,953.92	54,158,028.45	53,571,896.75
Cheltuieli cu combustibilul	lei	0.00	0.00	58,777,041.63	52,429,121.13	46,766,776.05	41,715,964.24	37,210,640.10	33,191,890.97	32,255,935.61
Cheltuieli cu achizitia certificatelor de emisii CO2	l ei	0.00	0.00	14,500,190.80	14,850,014.46	15,199,838.13	15,549,661.79	15,899,485.45	16,249,309.11	16,599,132.77
Alte cheltuieli variabile (inclusiv apa tehn)	l ei	0.00	0.00	153,496.83	153,496.83	153,496.83	153,496.83	153,496.83	153,496.83	153,496.83
Cheltuiel de operare si mentenanta	lei	0.00	0.00	4,563,331.54	4,563,331.54	4,563,331.54	4,563,331.54	4,563,331.54	4,563,331.54	4,563,331.54
Cheltuieli de operare fixe, din care:	lei	0.00	0.00	503,371.40	503,371.40	503,371.40	503,371.40	503,371.40	503,371.40	503,371.40
Cheltuieli cu personalul	lei	0.00	0.00	325,057.65	325,057.65	325,057.65	325,057.65	325,057.65	325,057.65	325,057.65
Alte cheltuieli fixe	lei	0.00	0.00	178,313.75	178,313.75	178,313.75	178,313.75	178,313.75	178,313.75	178,313.75
Investitii	lei	53,104,531.00	125,209,219.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
Flux financiar	lei	-53,104,531.00	-125,209,219.00	4,429,044.41	4,247,605.72	3,885,260.95	3,373,010.86	2,737,599.42	2,002,049.91	1,650,526.51
Flux financiar cumulat	lei	-53,104,531.00	-178,313,750.00	-173,884,705.59	-169,637,099.87	-165,751,838.92	-162,378,828.06	-159,641,228.64	-157,639,178.73	-155,988,652.22

Rezultate

VNAF/C	-160836211.10 lei
RIRF/C	-17.87%

Analiza financiara a investitiei - Solutia 1

Anul	U.M	2032	2033	2034	2035	2036	2037	2038	2039	2040
Total Intrări de numerar, din care:	lei	54,812,385.62	53,922,444.29	53,055,219.01	52,209,983.84	52,209,983.84	52,209,983.84	52,209,983.84	52,209,983.84	52,209,983.84
Venituri din vanzarea energiei electrice	lei	38,374,159.10	38,059,555.70	37,747,531.52	37,438,065.41	37,438,065.41	37,438,065.41	37,438,065.41	37,438,065.41	37,438,065.41
Venituri din vanzarea energiei termice	lei	16,438,226.52	15,862,888.59	15,307,687.49	14,771,918.43	14,771,918.43	14,771,918.43	14,771,918.43	14,771,918.43	14,771,918.43
Total Ieșiri de numerar, din care:	lei	53,515,528.82	52,981,437.63	52,472,271.35	51,987,327.13	51,987,327.13	51,987,327.13	51,987,327.13	51,987,327.13	51,987,327.13
Cheltuieli de operare variabile, din care:	lei	53,012,157.42	52,478,066.23	51,968,899.95	51,483,955.73	51,483,955.73	51,483,955.73	51,483,955.73	51,483,955.73	51,483,955.73
Cheltuieli cu combustibilul	lei	31,346,372.61	30,462,457.76	29,603,467.82	28,768,699.94	28,768,699.94	28,768,699.94	28,768,699.94	28,768,699.94	28,768,699.94
Cheltuieli cu achizitia certificatelor de emisii CO2	lei	16,948,956.44	17,298,780.10	17,648,603.76	17,998,427.42	17,998,427.42	17,998,427.42	17,998,427.42	17,998,427.42	17,998,427.42
Alte cheltuieli variabile (inclusiv apa tehn)	lei	153,496.83	153,496.83	153,496.83	153,496.83	153,496.83	153,496.83	153,496.83	153,496.83	153,496.83
Cheltuiel de operare si mentenanta	lei	4,563,331.54	4,563,331.54	4,563,331.54	4,563,331.54	4,563,331.54	4,563,331.54	4,563,331.54	4,563,331.54	4,563,331.54
Cheltuieli de operare fixe, din care:	lei	503,371.40	503,371.40	503,371.40	503,371.40	503,371.40	503,371.40	503,371.40	503,371.40	503,371.40
Cheltuieli cu personalul	lei	325,057.65	325,057.65	325,057.65	325,057.65	325,057.65	325,057.65	325,057.65	325,057.65	325,057.65
Alte cheltuieli fixe	lei	178,313.75	178,313.75	178,313.75	178,313.75	178,313.75	178,313.75	178,313.75	178,313.75	178,313.75
Investitii	lei	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
Flux financiar	lei	1,296,856.80	941,006.66	582,947.66	222,656.70	222,656.70	222,656.70	222,656.70	222,656.70	222,656.70
Flux financiar cumulat	lei	-154,691,795.42	-153,750,788.76	-153,167,841.10	-152,945,184.39	-152,722,527.69	-152,499,870.99	-152,277,214.28	-152,054,557.58	-151,831,900.88

Analiza financiara a investitiei - Solutia 1

Anul	U.M	2041	2042	2043	2044	2045	2046	2047
Total Intrări de numerar, din care:	lei	52,209,983.84	52,209,983.84	52,209,983.84	52,209,983.84	52,209,983.84	52,209,983.84	52,209,983.84
Venituri din vanzarea energiei electrice	lei	37,438,065.41	37,438,065.41	37,438,065.41	37,438,065.41	37,438,065.41	37,438,065.41	37,438,065.41
Venituri din vanzarea energiei termice	lei	14,771,918.43	14,771,918.43	14,771,918.43	14,771,918.43	14,771,918.43	14,771,918.43	14,771,918.43
Total Ieșiri de numerar, din care:	lei	51,987,327.13	51,987,327.13	51,987,327.13	51,987,327.13	51,987,327.13	51,987,327.13	51,987,327.13
Cheltuieli de operare variabile, din care:	lei	51,483,955.73	51,483,955.73	51,483,955.73	51,483,955.73	51,483,955.73	51,483,955.73	51,483,955.73
Cheltuieli cu combustibilul	lei	28,768,699.94	28,768,699.94	28,768,699.94	28,768,699.94	28,768,699.94	28,768,699.94	28,768,699.94
Cheltuieli cu achizitia certificatelor de emisii CO2	l ei	17,998,427.42	17,998,427.42	17,998,427.42	17,998,427.42	17,998,427.42	17,998,427.42	17,998,427.42
Alte cheltuieli variabile (inclusiv apa tehn)	l ei	153,496.83	153,496.83	153,496.83	153,496.83	153,496.83	153,496.83	153,496.83
Cheltuiel de operare si mentenanta	lei	4,563,331.54	4,563,331.54	4,563,331.54	4,563,331.54	4,563,331.54	4,563,331.54	4,563,331.54
Cheltuieli de operare fixe, din care:	lei	503,371.40	503,371.40	503,371.40	503,371.40	503,371.40	503,371.40	503,371.40
Cheltuieli cu personalul	lei	325,057.65	325,057.65	325,057.65	325,057.65	325,057.65	325,057.65	325,057.65
Alte cheltuieli fixe	lei	178,313.75	178,313.75	178,313.75	178,313.75	178,313.75	178,313.75	178,313.75
Investitii	lei	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
Flux financiar	lei	222,656.70	222,656.70	222,656.70	222,656.70	222,656.70	222,656.70	222,656.70
Flux financiar cumulat	lei	-151,609,244.17	-151,386,587.47	-151,163,930.77	-150,941,274.06	-150,718,617.36	-150,495,960.66	-150,273,303.96

Studiu de fezabilitate

CENTRALA DE COGENERARE HIBRIDA

Valoarea de Investiție	188691520.00 lei
Rata de actualizare financiară	11.30%

Analiza financiara a investitiei - Solutia 2

Anul	U.M	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030	2031
Total intrări de numerar, din care:	lei	0.00	0.00	90,430,202.62	83,706,859.28	77,531,962.15	71,858,760.24	66,644,563.72	61,850,388.39	60,820,900.44
Venituri din vanzarea energiei electrice	lei	0.00	0.00	67,137,476.33	61,229,378.41	55,841,193.11	50,927,168.12	46,445,577.32	42,358,366.52	42,011,099.34
Venituri din vanzarea energiei termice	lei	0.00	0.00	23,292,726.29	22,477,480.87	21,690,769.04	20,931,592.12	20,198,986.40	19,492,021.87	18,809,801.11
Total ieșiri de numerar, din care:	lei	56,883,585.00	131,807,935.00	85,385,731.39	78,857,965.70	73,076,315.95	67,960,201.62	63,437,744.89	59,444,830.73	58,806,939.99
Cheltuieli de operare variabile, din care:	lei	0.00	0.00	84,871,982.22	78,344,216.53	72,562,566.78	67,446,452.45	62,923,995.72	58,931,081.56	58,293,190.82
Cheltuieli cu combustibilul	lei	0.00	0.00	63,967,416.06	57,058,935.13	50,896,570.13	45,399,740.56	40,496,568.58	36,122,939.17	35,104,333.20
Cheltuieli cu achizitia certificatelor de emisii CO2	l ei	0.00	0.00	15,780,646.87	16,161,362.11	16,542,077.36	16,922,792.60	17,303,507.85	17,684,223.09	18,064,938.33
Alte cheltuieli variabile (inclusiv apa tehn)	lei	0.00	0.00	167,985.56	167,985.56	167,985.56	167,985.56	167,985.56	167,985.56	167,985.56
Cheltuiel de operare si mentenanta	lei	0.00	0.00	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73
Cheltuieli de operare fixe, din care:	lei	0.00	0.00	513,749.17	513,749.17	513,749.17	513,749.17	513,749.17	513,749.17	513,749.17
Cheltuieli cu personalul	lei	0.00	0.00	325,057.65	325,057.65	325,057.65	325,057.65	325,057.65	325,057.65	325,057.65
Alte cheltuieli fixe	l ei	0.00	0.00	188,691.52	188,691.52	188,691.52	188,691.52	188,691.52	188,691.52	188,691.52
Investitii	lei	56,883,585.00	131,807,935.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
Flux financiar	lei	-56,883,585.00	-131,807,935.00	5,044,471.22	4,848,893.58	4,455,646.20	3,898,558.62	3,206,818.83	2,405,557.67	2,013,960.45
Flux financiar cumulat	lei	-56,883,585.00	-188,691,520.00	-183,647,048.78	-178,798,155.20	-174,342,509.00	-170,443,950.39	-167,237,131.55	-164,831,573.88	-162,817,613.43

VNAF/C	-167,965,337.04 lei
RIRF/C	-15.42%

Analiza financiara a investitiei - Solutia 2

Anul	U.M	2032	2033	2034	2035	2036	2037	2038	2039	2040
Total Intrări de numerar, din care:	lei	59,818,137.23	58,841,239.68	57,889,378.19	56,961,751.54	56,961,751.54	56,961,751.54	56,961,751.54	56,961,751.54	56,961,751.54
Venituri din vanzarea energiei electrice	lei	41,666,679.16	41,325,082.65	40,986,286.65	40,650,268.21	40,650,268.21	40,650,268.21	40,650,268.21	40,650,268.21	40,650,268.21
Venituri din vanzarea energiei termice	lei	18,151,458.07	17,516,157.04	16,903,091.54	16,311,483.34	16,311,483.34	16,311,483.34	16,311,483.34	16,311,483.34	16,311,483.34
Total Ieșiri de numerar, din care:	lei	58,197,772.23	57,616,517.50	57,062,388.71	56,534,620.93	56,534,620.93	56,534,620.93	56,534,620.93	56,534,620.93	56,534,620.93
Cheltuieli de operare variabile, din care:	lei	57,684,023.06	57,102,768.33	56,548,639.54	56,020,871.76	56,020,871.76	56,020,871.76	56,020,871.76	56,020,871.76	56,020,871.76
Cheltuieli cu combustibilul	lei	34,114,450.19	33,152,480.22	32,217,636.18	31,309,153.16	31,309,153.16	31,309,153.16	31,309,153.16	31,309,153.16	31,309,153.16
Cheltuieli cu achizitia certificatelor de emisii CO2	l ei	18,445,653.58	18,826,368.82	19,207,084.07	19,587,799.31	19,587,799.31	19,587,799.31	19,587,799.31	19,587,799.31	19,587,799.31
Alte cheltuieli variabile (inclusiv apa tehn)	lei	167,985.56	167,985.56	167,985.56	167,985.56	167,985.56	167,985.56	167,985.56	167,985.56	167,985.56
Cheltuiel de operare si mentenanta	lei	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73
Cheltuieli de operare fixe, din care:	lei	513,749.17	513,749.17	513,749.17	513,749.17	513,749.17	513,749.17	513,749.17	513,749.17	513,749.17
Cheltuieli cu personalul	lei	325,057.65	325,057.65	325,057.65	325,057.65	325,057.65	325,057.65	325,057.65	325,057.65	325,057.65
Alte cheltuieli fixe	lei	188,691.52	188,691.52	188,691.52	188,691.52	188,691.52	188,691.52	188,691.52	188,691.52	188,691.52
Investitii	lei	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
Flux financiar	lei	1,620,365.00	1,224,722.18	826,989.48	427,130.61	427,130.61	427,130.61	427,130.61	427,130.61	427,130.61
Flux financiar cumulat	lei	-161,197,248.44	-159,972,526.26	-159,145,536.77	-158,718,406.16	-158,291,275.55	-157,864,144.94	-157,437,014.33	-157,009,883.72	-156,582,753.10

Analiza financiara a investitiei - Solutia 2

Anul	U.M	2041	2042	2043	2044	2045	2046	2047
Total Intrări de numerar, din care:	lei	56,961,751.54	56,961,751.54	56,961,751.54	56,961,751.54	56,961,751.54	56,961,751.54	56,961,751.54
Venituri din vanzarea energiei electrice	lei	40,650,268.21	40,650,268.21	40,650,268.21	40,650,268.21	40,650,268.21	40,650,268.21	40,650,268.21
Venituri din vanzarea energiei termice	lei	16,311,483.34	16,311,483.34	16,311,483.34	16,311,483.34	16,311,483.34	16,311,483.34	16,311,483.34
Total Ieșiri de numerar, din care:	lei	56,534,620.93	56,534,620.93	56,534,620.93	56,534,620.93	56,534,620.93	56,534,620.93	56,534,620.93
Cheltuieli de operare variabile, din care:	lei	56,020,871.76	56,020,871.76	56,020,871.76	56,020,871.76	56,020,871.76	56,020,871.76	56,020,871.76
Cheltuieli cu combustibilul	lei	31,309,153.16	31,309,153.16	31,309,153.16	31,309,153.16	31,309,153.16	31,309,153.16	31,309,153.16
Cheltuieli cu achizitia certificatelor de emisii CO2	lei	19,587,799.31	19,587,799.31	19,587,799.31	19,587,799.31	19,587,799.31	19,587,799.31	19,587,799.31
Alte cheltuieli variabile (inclusiv apa tehn)	lei	167,985.56	167,985.56	167,985.56	167,985.56	167,985.56	167,985.56	167,985.56
Cheltuiel de operare si mentenanta	lei	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73
Cheltuieli de operare fixe, din care:	lei	513,749.17	513,749.17	513,749.17	513,749.17	513,749.17	513,749.17	513,749.17
Cheltuieli cu personalul	lei	325,057.65	325,057.65	325,057.65	325,057.65	325,057.65	325,057.65	325,057.65
Alte cheltuieli fixe	lei	188,691.52	188,691.52	188,691.52	188,691.52	188,691.52	188,691.52	188,691.52
Investitii	lei	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
Flux financiar	lei	427,130.61	427,130.61	427,130.61	427,130.61	427,130.61	427,130.61	427,130.61
Flux financiar cumulat	lei	-156,155,622.49	-155,728,491.88	-155,301,361.27	-154,874,230.66	-154,447,100.05	-154,019,969.44	-153,592,838.83

Analiza de sustenabilitate - Solutia 1

Anul	U.M	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030	2031
TOTAL INTRĂRI, din care:	lei	53104531.00	125209219.00	82926476.61	76746941.09	71072074.89	65858836.66	61067924.74	56663449.76	55725794.66
Surse de finanțare, din care:	lei	53104531.00	125209219.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
- Surse proprii pentru finanțarea investiției	lei	5205075.36	12272463.54	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
- Surse atrase pentru finanțarea investiției - grant UE	lei	47899455.64	112936755.46	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
Total venituri din exploatare, din care:	lei	0.00	0.00	82926476.61	76746941.09	71072074.89	65858836.66	61067924.74	56663449.76	55725794.66
- Venituri din vanzarea energiei electrice	lei	0.00	0.00	61832242.22	56391004.91	51428596.48	46902879.99	42775426.55	39011189.01	38691363.04
- Venituri din vanzarea energiei termice	lei	0.00	0.00	21094234.38	20355936.18	19643478.42	18955956.67	18292498.19	17652260.75	17034431.62
TOTAL IESIRI, din care:	lei	53104531.00	125209219.00	78497432.20	72499335.37	67186813.95	62485825.79	58330325.32	54661399.85	54075268.15
Investiție	lei	53104531.00	125209219.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
Cheltuieli de exploatare, din care:	lei	0.00	0.00	78497432.20	72499335.37	67186813.95	62485825.79	58330325.32	54661399.85	54075268.15
- Cheltuieli variabile de operare	lei	0.00	0.00	77994060.80	71995963.97	66683442.55	61982454.39	57826953.92	54158028.45	53571896.75
- Cheltuieli fixe de operare	lei	0.00	0.00	503371.40	503371.40	503371.40	503371.40	503371.40	503371.40	503371.40
Flux financiar	lei	0.00	0.00	4429044.41	4247605.72	3885260.95	3373010.86	2737599.42	2002049.91	1650526.51
Flux financiar cumulat	lei	0.00	0.00	4429044.41	8676650.13	12561911.08	15934921.94	18672521.36	20674571.27	22325097.78

Analiza de sustenabilitate - Solutia 1

Anul	U.M	2032	2033	2034	2035	2036	2037	2038	2039	2040
TOTAL INTRĂRI, din care:	lei	54812385.62	53922444.29	53055219.01	52209983.84	52209983.84	52209983.84	52209983.84	52209983.84	52209983.84
Surse de finanțare, din care:	lei	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
- Surse proprii pentru finanțarea investiției	lei	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
- Surse atrase pentru finanțarea investiției - grant UE	lei	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
Total venituri din exploatare, din care:	lei	54812385.62	53922444.29	53055219.01	52209983.84	52209983.84	52209983.84	52209983.84	52209983.84	52209983.84
- Venituri din vanzarea energiei electrice	lei	38374159.10	38059555.70	37747531.52	37438065.41	37438065.41	37438065.41	37438065.41	37438065.41	37438065.41
- Venituri din vanzarea energiei termice	lei	16438226.52	15862888.59	15307687.49	14771918.43	14771918.43	14771918.43	14771918.43	14771918.43	14771918.43
TOTAL IESIRI, din care:	lei	53515528.82	52981437.63	52472271.35	51987327.13	51987327.13	51987327.13	51987327.13	51987327.13	51987327.13
Investiție	lei	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
Cheltuieli de exploatare, din care:	lei	53515528.82	52981437.63	52472271.35	51987327.13	51987327.13	51987327.13	51987327.13	51987327.13	51987327.13
- Cheltuieli variabile de operare	lei	53012157.42	52478066.23	51968899.95	51483955.73	51483955.73	51483955.73	51483955.73	51483955.73	51483955.73
- Cheltuieli fixe de operare	lei	503371.40	503371.40	503371.40	503371.40	503371.40	503371.40	503371.40	503371.40	503371.40
Flux financiar	lei	1296856.80	941006.66	582947.66	222656.70	222656.70	222656.70	222656.70	222656.70	222656.70
Flux financiar cumulat	lei	23621954.58	24562961.24	25145908.90	25368565.61	25591222.31	25813879.01	26036535.72	26259192.42	26481849.12

Analiza de sustenabilitate - Solutia 1

Anul	U.M	2041	2042	2043	2044	2045	2046	2047
TOTAL INTRĂRI, din care:	lei	52209983.84	52209983.84	52209983.84	52209983.84	52209983.84	52209983.84	52209983.84
Surse de finanțare, din care:	lei	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
- Surse proprii pentru finanțarea investiției	lei	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
- Surse atrase pentru finanțarea investiției - grant UE	lei	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
Total venituri din exploatare, din care:	lei	52209983.84	52209983.84	52209983.84	52209983.84	52209983.84	52209983.84	52209983.84
- Venituri din vanzarea energiei electrice	lei	37438065.41	37438065.41	37438065.41	37438065.41	37438065.41	37438065.41	37438065.41
- Venituri din vanzarea energiei termice	lei	14771918.43	14771918.43	14771918.43	14771918.43	14771918.43	14771918.43	14771918.43
TOTAL IESIRI, din care:	lei	51987327.13	51987327.13	51987327.13	51987327.13	51987327.13	51987327.13	51987327.13
Investiție	lei	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
Cheltuieli de exploatare, din care:	lei	51987327.13	51987327.13	51987327.13	51987327.13	51987327.13	51987327.13	51987327.13
- Cheltuieli variabile de operare	lei	51483955.73	51483955.73	51483955.73	51483955.73	51483955.73	51483955.73	51483955.73
- Cheltuieli fixe de operare	lei	503371.40	503371.40	503371.40	503371.40	503371.40	503371.40	503371.40
Flux financiar	lei	222656.70	222656.70	222656.70	222656.70	222656.70	222656.70	222656.70
Flux financiar cumulat	lei	26704505.83	26927162.53	27149819.23	27372475.94	27595132.64	27817789.34	28040446.04

Studiu de fezabilitate

CENTRALA DE COGENERARE HIBRIDA

Analiza de sustenabilitate - Solutia 2

Anul	U.M	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030	2031
TOTAL INTRĂRI, din care:	lei	56883585.00	131807935.00	90430202.62	83706859.28	77531962.15	71858760.24	66644563.72	61850388.39	60820900.44
Surse de finanțare, din care:	lei	56883585.00	131807935.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
- Surse proprii pentru finanțarea investiției	lei	6248185.34	14477997.61	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
- Surse atrase pentru finanțarea investiției - grant UE	lei	50635399.66	117329937.39	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
Total venituri din exploatare, din care:	lei	0.00	0.00	90430202.62	83706859.28	77531962.15	71858760.24	66644563.72	61850388.39	60820900.44
- Venituri din vanzarea energiei electrice	lei	0.00	0.00	67137476.33	61229378.41	55841193.11	50927168.12	46445577.32	42358366.52	42011099.34
- Venituri din vanzarea energiei termice	lei	0.00	0.00	23292726.29	22477480.87	21690769.04	20931592.12	20198986.40	19492021.87	18809801.11
TOTAL IESIRI, din care:	lei	56883585.00	131807935.00	85385731.39	78857965.70	73076315.95	67960201.62	63437744.89	59444830.73	58806939.99
Investiție	lei	56883585.00	131807935.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
Cheltuieli de exploatare, din care:	lei	0.00	0.00	85385731.39	78857965.70	73076315.95	67960201.62	63437744.89	59444830.73	58806939.99
- Cheltuieli variabile de operare	lei	0.00	0.00	84871982.22	78344216.53	72562566.78	67446452.45	62923995.72	58931081.56	58293190.82
- Cheltuieli fixe de operare	lei	0.00	0.00	513749.17	513749.17	513749.17	513749.17	513749.17	513749.17	513749.17
Flux financiar	lei	0.00	0.00	5044471.22	4848893.58	4455646.20	3898558.62	3206818.83	2405557.67	2013960.45
Flux financiar cumulat	lei	0.00	0.00	5044471.22	9893364.80	14349011.00	18247569.61	21454388.45	23859946.12	25873906.57

Studiu de fezabilitate

CENTRALA DE COGENERARE HIBRIDA

Analiza de sustenabilitate - Solutia 2

Anul	U.M	2032	2033	2034	2035	2036	2037	2038	2039	2040
TOTAL INTRĂRI, din care:	lei	59818137.23	58841239.68	57889378.19	56961751.54	56961751.54	56961751.54	56961751.54	56961751.54	56961751.54
Surse de finanțare, din care:	lei	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
- Surse proprii pentru finanțarea investiției	lei	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
- Surse atrase pentru finanțarea investiției - grant UE	lei	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
Total venituri din exploatare, din care:	lei	59818137.23	58841239.68	57889378.19	56961751.54	56961751.54	56961751.54	56961751.54	56961751.54	56961751.54
- Venituri din vanzarea energiei electrice	lei	41666679.16	41325082.65	40986286.65	40650268.21	40650268.21	40650268.21	40650268.21	40650268.21	40650268.21
- Venituri din vanzarea energiei termice	lei	18151458.07	17516157.04	16903091.54	16311483.34	16311483.34	16311483.34	16311483.34	16311483.34	16311483.34
TOTAL IESIRI, din care:	lei	58197772.23	57616517.50	57062388.71	56534620.93	56534620.93	56534620.93	56534620.93	56534620.93	56534620.93
Investiție	lei	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
Cheltuieli de exploatare, din care:	lei	58197772.23	57616517.50	57062388.71	56534620.93	56534620.93	56534620.93	56534620.93	56534620.93	56534620.93
- Cheltuieli variabile de operare	lei	57684023.06	57102768.33	56548639.54	56020871.76	56020871.76	56020871.76	56020871.76	56020871.76	56020871.76
- Cheltuieli fixe de operare	lei	513749.17	513749.17	513749.17	513749.17	513749.17	513749.17	513749.17	513749.17	513749.17
Flux financiar	lei	1620365.00	1224722.18	826989.48	427130.61	427130.61	427130.61	427130.61	427130.61	427130.61
Flux financiar cumulat	lei	27494271.56	28718993.74	29545983.23	29973113.84	30400244.45	30827375.06	31254505.67	31681636.28	32108766.90

Studiu de fezabilitate

CENTRALA DE COGENERARE HIBRIDA

Analiza de sustenabilitate - Solutia 2

Anul	U.M	2041	2042	2043	2044	2045	2046	2047
TOTAL INTRĂRI, din care:	lei	56961751.54	56961751.54	56961751.54	56961751.54	56961751.54	56961751.54	56961751.54
Surse de finanțare, din care:	lei	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
- Surse proprii pentru finanțarea investiției	lei	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
- Surse atrase pentru finanțarea investiției - grant UE	lei	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
Total venituri din exploatare, din care:	lei	56961751.54	56961751.54	56961751.54	56961751.54	56961751.54	56961751.54	56961751.54
- Venituri din vanzarea energiei electrice	lei	40650268.21	40650268.21	40650268.21	40650268.21	40650268.21	40650268.21	40650268.21
- Venituri din vanzarea energiei termice	lei	16311483.34	16311483.34	16311483.34	16311483.34	16311483.34	16311483.34	16311483.34
TOTAL IESIRI, din care:	lei	56534620.93	56534620.93	56534620.93	56534620.93	56534620.93	56534620.93	56534620.93
Investiție	lei	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
Cheltuieli de exploatare, din care:	lei	56534620.93	56534620.93	56534620.93	56534620.93	56534620.93	56534620.93	56534620.93
- Cheltuieli variabile de operare	lei	56020871.76	56020871.76	56020871.76	56020871.76	56020871.76	56020871.76	56020871.76
- Cheltuieli fixe de operare	lei	513749.17	513749.17	513749.17	513749.17	513749.17	513749.17	513749.17
Flux financiar	lei	427130.61	427130.61	427130.61	427130.61	427130.61	427130.61	427130.61
Flux financiar cumulat	lei	32535897.51	32963028.12	33390158.73	33817289.34	34244419.95	34671550.56	35098681.17

Analiza economica - Solutia 1

Anul	U.M	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030	2031
Total Intrări de numerar, din care:	lei	0.00	0.00	42,252,688.23	46,605,995.50	50,959,302.78	55,312,610.05	59,665,917.32	64,019,224.59	71,189,377.75
Beneficii globale din reducerea emisiilor de CO2	lei	0.00	0.00	42,252,688.23	46,605,995.50	50,959,302.78	55,312,610.05	59,665,917.32	64,019,224.59	71,189,377.75
Total Ieșiri de numerar, din care:	lei	48,222,896.99	113,699,361.54	78,377,908.50	72,379,811.67	67,067,290.25	62,366,302.10	58,210,801.62	54,541,876.15	53,955,744.46
Cheltuieli de operare variabile, din care:	lei	0.00	0.00	77,994,060.80	71,995,963.97	66,683,442.55	61,982,454.39	57,826,953.92	54,158,028.45	53,571,896.75
Cheltuieli cu combustibilul	lei	0.00	0.00	58,777,041.63	52,429,121.13	46,766,776.05	41,715,964.24	37,210,640.10	33,191,890.97	32,255,935.61
Cheltuieli cu achiziția certificatelor de emisii CO2	lei	0.00	0.00	14,500,190.80	14,850,014.46	15,199,838.13	15,549,661.79	15,899,485.45	16,249,309.11	16,599,132.77
Alte cheltuieli variabile (inclusiv apa tehn)	lei	0.00	0.00	153,496.83	153,496.83	153,496.83	153,496.83	153,496.83	153,496.83	153,496.83
Cheltuiel de operare si mentenanta	lei	0.00	0.00	4,563,331.54	4,563,331.54	4,563,331.54	4,563,331.54	4,563,331.54	4,563,331.54	4,563,331.54
Cheltuieli de operare fixe, din care:	lei	0.00	0.00	383,847.70	383,847.70	383,847.70	383,847.70	383,847.70	383,847.70	383,847.70
Cheltuieli cu personalul	lei	0.00	0.00	205,533.95	205,533.95	205,533.95	205,533.95	205,533.95	205,533.95	205,533.95
Alte cheltuieli fixe	lei	0.00	0.00	178,313.75	178,313.75	178,313.75	178,313.75	178,313.75	178,313.75	178,313.75
Investitii	lei	48,222,896.99	113,699,361.54
Flux economic	lei	-48,222,896.99	-113,699,361.54	-36,125,220.27	-25,773,816.16	-16,107,987.47	-7,053,692.05	1,455,115.70	9,477,348.44	17,233,633.29
Flux economic cumulat	lei	-48,222,896.99	-161,922,258.53	-198,047,478.80	-223,821,294.96	-239,929,282.44	-246,982,974.48	-245,527,858.78	-236,050,510.34	-218,816,877.05

Rata actualizare economica	5%
VNAE	656,861,625.11 lei
RIRE	11.14%
B/C-E	1.352

Analiza economica - Solutia 1

Anul	U.M	2032	2033	2034	2035	2036	2037	2038	2039	2040
Total Intrări de numerar, din care:	lei	78,359,530.90	85,529,684.06	92,699,837.21	99,869,990.37	106,784,066.62	113,698,142.88	120,612,219.14	127,526,295.39	134,440,371.65
Beneficii globale din reducerea emisiilor de CO2	lei	78,359,530.90	85,529,684.06	92,699,837.21	99,869,990.37	106,784,066.62	113,698,142.88	120,612,219.14	127,526,295.39	134,440,371.65
Total Ieșiri de numerar, din care:	lei	53,396,005.12	52,861,913.93	52,352,747.65	51,867,803.44	51,867,803.44	51,867,803.44	51,867,803.44	51,867,803.44	51,867,803.44
Cheltuieli de operare variabile, din care:	lei	53,012,157.42	52,478,066.23	51,968,899.95	51,483,955.73	51,483,955.73	51,483,955.73	51,483,955.73	51,483,955.73	51,483,955.73
Cheltuieli cu combustibilul	lei	31,346,372.61	30,462,457.76	29,603,467.82	28,768,699.94	28,768,699.94	28,768,699.94	28,768,699.94	28,768,699.94	28,768,699.94
Cheltuieli cu achiziția certificatelor de emisii CO2	lei	16,948,956.44	17,298,780.10	17,648,603.76	17,998,427.42	17,998,427.42	17,998,427.42	17,998,427.42	17,998,427.42	17,998,427.42
Alte cheltuieli variabile (inclusiv apa tehn)	lei	153,496.83	153,496.83	153,496.83	153,496.83	153,496.83	153,496.83	153,496.83	153,496.83	153,496.83
Cheltuiel de operare si mentenanta	lei	4,563,331.54	4,563,331.54	4,563,331.54	4,563,331.54	4,563,331.54	4,563,331.54	4,563,331.54	4,563,331.54	4,563,331.54
Cheltuieli de operare fixe, din care:	lei	383,847.70	383,847.70	383,847.70	383,847.70	383,847.70	383,847.70	383,847.70	383,847.70	383,847.70
Cheltuieli cu personalul	lei	205,533.95	205,533.95	205,533.95	205,533.95	205,533.95	205,533.95	205,533.95	205,533.95	205,533.95
Alte cheltuieli fixe	lei	178,313.75	178,313.75	178,313.75	178,313.75	178,313.75	178,313.75	178,313.75	178,313.75	178,313.75
Investitii	lei
Flux economic	lei	24,963,525.78	32,667,770.13	40,347,089.56	48,002,186.93	54,916,263.19	61,830,339.44	68,744,415.70	75,658,491.96	82,572,568.21
Flux economic cumulat	lei	-193,853,351.27	-161,185,581.14	-120,838,491.58	-72,836,304.65	-17,920,041.46	43,910,297.98	112,654,713.69	188,313,205.64	270,885,773.85

Analiza economica - Solutia 1

Anul	U.M	2041	2042	2043	2044	2045	2046	2047
Total Intrări de numerar, din care:	lei	141,354,447.90	148,268,524.16	155,182,600.42	162,096,676.67	169,010,752.93	176,180,906.08	183,351,059.24
Beneficii globale din reducerea emisiilor de CO2	lei	141,354,447.90	148,268,524.16	155,182,600.42	162,096,676.67	169,010,752.93	176,180,906.08	183,351,059.24
Total Ieșiri de numerar, din care:	lei	51,867,803.44	51,867,803.44	51,867,803.44	51,867,803.44	51,867,803.44	51,867,803.44	51,867,803.44
Cheltuieli de operare variabile, din care:	lei	51,483,955.73	51,483,955.73	51,483,955.73	51,483,955.73	51,483,955.73	51,483,955.73	51,483,955.73
Cheltuieli cu combustibilul	lei	28,768,699.94	28,768,699.94	28,768,699.94	28,768,699.94	28,768,699.94	28,768,699.94	28,768,699.94
Cheltuieli cu achiziția certificatelor de emisii CO2	lei	17,998,427.42	17,998,427.42	17,998,427.42	17,998,427.42	17,998,427.42	17,998,427.42	17,998,427.42
Alte cheltuieli variabile (inclusiv apa tehn)	lei	153,496.83	153,496.83	153,496.83	153,496.83	153,496.83	153,496.83	153,496.83
Cheltuiel de operare si mentenanta	lei	4,563,331.54	4,563,331.54	4,563,331.54	4,563,331.54	4,563,331.54	4,563,331.54	4,563,331.54
Cheltuieli de operare fixe, din care:	lei	383,847.70	383,847.70	383,847.70	383,847.70	383,847.70	383,847.70	383,847.70
Cheltuieli cu personalul	lei	205,533.95	205,533.95	205,533.95	205,533.95	205,533.95	205,533.95	205,533.95
Alte cheltuieli fixe	lei	178,313.75	178,313.75	178,313.75	178,313.75	178,313.75	178,313.75	178,313.75
Investitii	lei
Flux economic	lei	89,486,644.47	96,400,720.73	103,314,796.98	110,228,873.24	117,142,949.49	124,313,102.65	131,483,255.80
Flux economic cumulat	lei	360,372,418.32	456,773,139.05	560,087,936.03	670,316,809.27	787,459,758.76	911,772,861.41	1,043,256,117.21

Analiza economica - Solutia 2

Anul	U.M	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030	2031
Total Intrări de numerar, din care:	lei	0.00	0.00	45,822,288.84	50,543,373.14	55,264,457.44	59,985,541.75	64,706,626.05	69,427,710.36	77,203,613.92
Beneficii globale din reducerea emisiilor de CO2	lei	0.00	0.00	45,822,288.84	50,543,373.14	55,264,457.44	59,985,541.75	64,706,626.05	69,427,710.36	77,203,613.92
Total Ieșiri de numerar, din care:	lei	51,654,561.45	119,691,490.58	85,266,207.70	78,738,442.01	72,956,792.26	67,840,677.93	63,318,221.19	59,325,307.03	58,687,416.30
Cheltuieli de operare variabile, din care:	lei	0.00	0.00	84,871,982.22	78,344,216.53	72,562,566.78	67,446,452.45	62,923,995.72	58,931,081.56	58,293,190.82
Cheltuieli cu combustibilul	lei	0.00	0.00	63,967,416.06	57,058,935.13	50,896,570.13	45,399,740.56	40,496,568.58	36,122,939.17	35,104,333.20
Cheltuieli cu achiziția certificatelor de emisii CO2	l ei	0.00	0.00	15,780,646.87	16,161,362.11	16,542,077.36	16,922,792.60	17,303,507.85	17,684,223.09	18,064,938.33
Alte cheltuieli variabile (inclusiv apa tehn)	lei	0.00	0.00	167,985.56	167,985.56	167,985.56	167,985.56	167,985.56	167,985.56	167,985.56
Cheltuiel de operare si mentenanta	lei	0.00	0.00	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73
Cheltuieli de operare fixe, din care:	lei	0.00	0.00	394,225.47	394,225.47	394,225.47	394,225.47	394,225.47	394,225.47	394,225.47
Cheltuieli cu personalul	lei	0.00	0.00	205,533.95	205,533.95	205,533.95	205,533.95	205,533.95	205,533.95	205,533.95
Alte cheltuieli fixe	lei	0.00	0.00	188,691.52	188,691.52	188,691.52	188,691.52	188,691.52	188,691.52	188,691.52
Investitii	lei	51,654,561.45	119,691,490.58	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
Flux economic	lei	-51,654,561.45	-119,691,490.58	-39,443,918.86	-28,195,068.87	-17,692,334.81	-7,855,136.18	1,388,404.86	10,102,403.33	18,516,197.62
Flux economic cumulat	lei	-51,654,561.45	-171,346,052.02	-210,789,970.89	-238,985,039.75	-256,677,374.56	-264,532,510.74	-263,144,105.88	-253,041,702.55	-234,525,504.93

Rata de actualizare economica

VNAE

RIRE B/C-E

Analiza economica - Solutia 2

Anul	U.M	2032	2033	2034	2035	2036	2037	2038	2039	2040
Total Intrări de numerar, din care:	lei	84,979,517.48	92,755,421.04	100,531,324.60	108,307,228.16	115,805,420.88	123,303,613.59	130,801,806.31	138,299,999.03	145,798,191.75
Beneficii globale din reducerea emisiilor de CO2	lei	84,979,517.48	92,755,421.04	100,531,324.60	108,307,228.16	115,805,420.88	123,303,613.59	130,801,806.31	138,299,999.03	145,798,191.75
Total Ieșiri de numerar, din care:	lei	58,078,248.53	57,496,993.81	56,942,865.01	56,415,097.23	56,415,097.23	56,415,097.23	56,415,097.23	56,415,097.23	56,415,097.23
Cheltuieli de operare variabile, din care:	lei	57,684,023.06	57,102,768.33	56,548,639.54	56,020,871.76	56,020,871.76	56,020,871.76	56,020,871.76	56,020,871.76	56,020,871.76
Cheltuieli cu combustibilul	lei	34,114,450.19	33,152,480.22	32,217,636.18	31,309,153.16	31,309,153.16	31,309,153.16	31,309,153.16	31,309,153.16	31,309,153.16
Cheltuieli cu achiziția certificatelor de emisii CO2	l ei	18,445,653.58	18,826,368.82	19,207,084.07	19,587,799.31	19,587,799.31	19,587,799.31	19,587,799.31	19,587,799.31	19,587,799.31
Alte cheltuieli variabile (inclusiv apa tehn)	lei	167,985.56	167,985.56	167,985.56	167,985.56	167,985.56	167,985.56	167,985.56	167,985.56	167,985.56
Cheltuiel de operare si mentenanta	lei	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73
Cheltuieli de operare fixe, din care:	lei	394,225.47	394,225.47	394,225.47	394,225.47	394,225.47	394,225.47	394,225.47	394,225.47	394,225.47
Cheltuieli cu personalul	lei	205,533.95	205,533.95	205,533.95	205,533.95	205,533.95	205,533.95	205,533.95	205,533.95	205,533.95
Alte cheltuieli fixe	lei	188,691.52	188,691.52	188,691.52	188,691.52	188,691.52	188,691.52	188,691.52	188,691.52	188,691.52
Investitii	lei	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
Flux economic	lei	26,901,268.94	35,258,427.23	43,588,459.59	51,892,130.92	59,390,323.64	66,888,516.36	74,386,709.08	81,884,901.80	89,383,094.51
Flux economic cumulat	lei	-207,624,235.99	-172,365,808.76	-128,777,349.17	-76,885,218.24	-17,494,894.60	49,393,621.76	123,780,330.83	205,665,232.63	295,048,327.14

Analiza economica - Solutia 2

Anul	U.M	2041	2042	2043	2044	2045	2046	2047
Total Intrări de numerar, din care:	lei	153,296,384.47	160,794,577.19	168,292,769.90	175,790,962.62	183,289,155.34	191,065,058.90	198,840,962.46
Beneficii globale din reducerea emisiilor de CO2	l ei	153,296,384.47	160,794,577.19	168,292,769.90	175,790,962.62	183,289,155.34	191,065,058.90	198,840,962.46
Total Ieșiri de numerar, din care:	lei	56,415,097.23	56,415,097.23	56,415,097.23	56,415,097.23	56,415,097.23	56,415,097.23	56,415,097.23
Cheltuieli de operare variabile, din care:	lei	56,020,871.76	56,020,871.76	56,020,871.76	56,020,871.76	56,020,871.76	56,020,871.76	56,020,871.76
Cheltuieli cu combustibilul	l ei	31,309,153.16	31,309,153.16	31,309,153.16	31,309,153.16	31,309,153.16	31,309,153.16	31,309,153.16
Cheltuieli cu achiziția certificatelor de emisii CO2	l ei	19,587,799.31	19,587,799.31	19,587,799.31	19,587,799.31	19,587,799.31	19,587,799.31	19,587,799.31
Alte cheltuieli variabile (inclusiv apa tehn)	l ei	167,985.56	167,985.56	167,985.56	167,985.56	167,985.56	167,985.56	167,985.56
Cheltuiel de operare si mentenanta	l ei	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73
Cheltuieli de operare fixe, din care:	lei	394,225.47	394,225.47	394,225.47	394,225.47	394,225.47	394,225.47	394,225.47
Cheltuieli cu personalul	l ei	205,533.95	205,533.95	205,533.95	205,533.95	205,533.95	205,533.95	205,533.95
Alte cheltuieli fixe	l ei	188,691.52	188,691.52	188,691.52	188,691.52	188,691.52	188,691.52	188,691.52
Investitii	lei	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
Flux economic	lei	96,881,287.23	104,379,479.95	111,877,672.67	119,375,865.39	126,874,058.11	134,649,961.67	142,425,865.23
Flux economic cumulat	lei	391,929,614.38	496,309,094.33	608,186,767.00	727,562,632.39	854,436,690.49	989,086,652.16	1,131,512,517.39

Centrala de cogenerare hibrida

Comandă/contract/poziție: 273858972/1783/8972/2022/2

Studiu de fezabilitate pentru proiectul „Centrala de cogenerare hibrida" în cadrul PNRR 2021, Pilonul I. Tranziția verde, Componenta 6-Energie, Măsură de investitii 3- Dezvoltarea de capacitati de producție pe gaze, flexibile si de înalta eficienta, pentru cogenerarea de energie electrica si termica (CHP) în termoficare urbana, în vederea realizării unei decarbonizarii profunde

Studiul de Fezabilitate si Analiza Cost Beneficiu

Analiza cost beneficiu

8972/2022-2-S0118696-J2

8972/2022-2-S0118631-B1

ISPE PROIECTARE Șl CONSULTANȚĂ S.A. 0/0

Cod de înregistrare fiscală: RO40284726

Nr. reg. com. J40/17658/11.12.2018

B-duL Lacul Tei, nr.1-3, CP. 30-33, București 020371, România Aț^“^nl’ⁿ”

Tel: 037 282 1076, fax: 021 210 2334; xxxxxx@xxxxxxx l. J

Centrala de cogenerare hibrida

r

Denumire document: Analiza cost beneficiu

Data elaborării: noiembrie 2022

Specialitate (cod - denumire)	Capitol	Responsabilitate - Nume / Semnătură
		întocmit	Verificat	Aprobat
Analiza energetica	4-	Ec. Xxxxxxxxxxxxxx Xxxxxx	Ec. Xxxxxxxx Xxxxxx	dr. ing. Xxxxxx Xxxxxx /, f     A
		A
				xj

CUPRINS

1 CONTEXT

• 1.1    Context socio-economic

• 1.2    Contextul politic și instituțional

• 1.2.1    Legislație aplicabilă

• 1.2.2    Acorduri și structuri instituționale și financiare

• 1.3 Situația existentă și identificarea elementelor care au generat promovarea proiectului.... 19

2 OBIECTIVELE PROIECTULUI

3 IDENTIFICAREA PROIECTULUI

3.1 Definirea proiectului ca unitate independentă de analiză

3.2 Beneficiarul proiectului

3.2.1 Capacitatea tehnică și administrativă

3.2.2 Capacitatea financiară

3.2.3 Capacitatea juridică

4 REZULTATELE STUDIULUI DE FEZABILITATE

• 4.1    Analiza cererii curente și viitoare

• 4.2    Analiza de opțiuni

• 4.3    Concluzii ale studiului de fezabilitate

• 4.3.1    Prezentarea soluției tehnice optime

• 4.3.2    Costurile estimate pentru realizarea obiectivului de investiții în concordanță cu devizul general

• 4.3.3    Graficul de implementare a proiectului

• 4.4    Impactul asupra factorilor de mediu

5 ANALIZA FINANCIARĂ

• 5.1.1    Metodologie analiză financiară

• 5.1.2    Definirea scenariilor

• 5.1.3    Costuri investiționale

• 5.1.4    Premise de elaborare a analizei financiare

  »[^I3

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118696-J2

  Revizie: 0

  Pag. 3

  
  

• 5.1.4.1   Premise tehnice

• 5.1.4.2  Premise economice

• 5.1.4.3   Evoluția prezumată a prețului mediu de achiziționare a certificatelor de emisii CO2

47

• 5.1.5    Evoluția prezumată a prețului energiei electrice

• 5.1.6    Evoluția prezumată a prețului gazelor naturale

• 5.1.7    Evoluția prezumată a prețului la energia termică livrată (la limita centralei)

• 5.1.8    Costuri anuale de exploatare

• 5.1.9    Venituri anuale din exploatare

• 5.1.10   Fluxul financiar incremental al investiției

• 5.1.11   Rezultatele analizei financiare a investiției

• 5.1.12    Determinarea contribuției din fondurile europene

• 5.1.13   Fluxul financiar incremental al capitalului propriu investit în proiect

• 5.1.14   Rezultatele analizei financiare a capitalului

• 5.1.15    Sustenabilitatea financiară a proiectului

• 6    ANALIZA ECONOMICĂ

• 6.1    Metodologie analiză economică

• 6.2    Premise analiză economică

• 6.3    Analiza costurilor sociale

• 6.3.1    Corecții fiscale

• 6.3.2    Conversia prețurilor

• 6.3.3    Integrarea externalităților: costuri externe, monetare și non-monetare incluzând aspecte de mediu

• 6.4    Analiza beneficiilor sociale

• 6.4.1    Integrarea externalităților: beneficii externe, monetare și non-monetare incluzând aspecte de mediu

• 6.4.2    Cuantificarea beneficiilor de mediu

• 6.5    Fluxul economic

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

• 6.6    Rezultatele analizei economice

  Cod document: 8972/2022-2-S0118696-J2

  Revizie: 0

  Pag. 4

  
  

• 7    EVALUAREA RISCURILOR

• 7.1    Analiza de senzitivitate

• 7.1.1    Metodologie analiza de senzitivitate

• 7.1.2    Analiza de senzitivitate la variația valorii de investiție

• 7.1.3    Analiza de senzitivitate la variația prețului la combustibil - gaze naturale

• 7.1.4    Rezultatele analizei de senzitivitate

• 7.2    Analiza de risc calitativă

• 7.2.1    Metodologie analiză a riscurilor

• 7.2.2    Stabilirea contextului

• 7.2.3    Identificarea și analiza riscurilor

• 7.2.4    Analiza riscurilor si elaborarea matricei riscurilor

3

• 7.2.5    Estimarea riscurilor

• 7.2.6    Măsuri de tratare a riscurilor

• 8 CONCLUZII

ANEXE

ANEXA A   Cheltuieli anuale de exploatare

ANEXA B    Analiza financiară a investiției

ANEXA C    Analiza financiară a capitalului

ANEXA D   Analiza de sustenabilitate financiară

ANEXA E   Analiza economică

TABELE

Tabel 1-1 Indicatori socio-economici la nivelul Regiunii Nord - Est și județului Bacău, 2019-2021

Tabel 1-2 Energia termică produsă/livrată la limita CET Bacău

Tabel 2-1 Indicatori de rezultat la nivelul proiectului

Tabel 3-1 Date financiare extrase din execuția anuală a bugetelor de venituri și cheltuieli a Municipiului Bacău în perioada 2018-2020

Tabel 3-2 Indicatori specifici analizei situației financiare a Municipalității Bacău și concluzii

Tabel 3-3 Calculul gradului de îndatorare al Municipiului Bacău pentru perioada 2018-2020

Tabel 3-4 Calculul gradului de îndatorare al Municipiului Bacău pentru perioada 2021-2033* (mii lei)

Tabel 3-5 Date de identificare ale Societății Thermoenergy Group SA Bacău

Tabel 4-1 Energia termică produsă/livrată la limita CET Bacău

Tabel 4-2 Principalele elemente tehnice, financiare și economice în soluțiile analizate

Tabel 4-3 Soluția tehnică de echipare

Tabel 4-4 Valoarea totală de investiție conform devizului general

Tabel 4-5 Graficul de realizare a investiției

Tabel 5-1 Costuri investiționale și durata de implementare

Tabel 5-2: Date tehnice în soluțiile analizate

Tabel 5-3 Calcul CMPC

Tabel 5-4 Rezultatele analizei financiare a investiției

Tabel 5-5 Structura de finanțare a proiectului

Tabel 5-6 Rezultatele analizei financiare a capitalului

Tabel 6-1 Rezultatele analizei economice

Tabel 7-1 Determinarea variabilelor critice

Tabel 7-2 Determinarea pragurilor de rentabilitate

Tabel 7-3 Nivelul probabilității de manifestare

Tabel 7-4 Impactul riscului asupra proiectului

Tabel 7-5 Riscuri identificate la nivelul proiectului

Tabel 7-6 Diagrama ierarhizării riscurilor

Tabel 7-7 Matricea de regrupare a riscurilor proiectului.......................................................................................;

Tabel 7-8 Planul de tratare a riscurilor

Tabel 8-1 Structura de finanțare a proiectului

FIGURI

Figure 3-1 Solvabilitatea 2018-2021

Figura 4-1 Curba clasată a energiei termice livrate SACET Bacău - 2019

Figura 4-2 Curba clasată a energiei termice livrate SACET Bacău - 2020

Figura 5-1 Evoluția prețului certificatului de emisii de CO₂

Figura 5-2 Evoluția prețului mediu de vânzare a energiei electrice pe perioada de referință

Figura 5-3 Evoluția prețului mediu al gazelor naturale

Figura 5-4 Evoluția prețului mediu la energia termică livrată

Figura 5-5 Evoluția fluxului financiar incremental al investiției

Figura 5-6 Evoluția fluxului financiar incremental al capitalului propriu

Figura 5-7 Analiza de sustenabilitate financiară

Figura 6-1 Evoluția fluxului economic incremental

Figura 7-1 Evoluția VNAF/C și VNAE în funcție de variația valorii de investiție

Figura 7-2 Evoluția RIRF/C și RIRE în funcție de variația valorii de investiție

Figura 7-3 Evoluția VNAF/C și VNAE în funcție de variația prețului de achiziție a gazelor naturale

Figura 7-4 Evoluția RIRF/C și RIRE în funcție de variația prețului de achiziție a gazelor naturale

Figura 7-5 Analiza de senzitivitate - VNAF/C

Figura 7-6 Analiza de senzitivitate - VNAE

Figura 7-7 Format-tip matrice de regrupare a riscurilor și niveluri de ierarhizare

Figura 7-8 Matricea măsurilor de tratare a riscurilor

SEPARATOARE DATE NUMERICE

, Separator zecimale

Separator mii

Cod document: 8972/2022-2-S0118696-J2

Revizie: 0

Pag. 8

1 CONTEXT

Proiectul "Realizarea unei centrale de cogenerare hibridă" în Municipul Bacău va fi implementat în Regiunea de Dezvoltare Nord-Est, în județul Bacău, respectiv în cadrul UAT Municipul Bacău.

Beneficiarul investiției propuse a se realiza este UAT Municipiul Bacău cu sediul în Calea Mărășești nr. 6, Bacău și SC Thermoenergy Group SA Bacău, în calitate de operator comercial specializat cu sediul în str. Chimiei nr. 6, Bacău.

Proiectul contribuie la realizarea obiectivului specific al măsurii de investiții 1.3 -Dezvoltarea de capacități de producție pe gaze, flexibile și de înaltă eficiență, pentru cogenerarea de energie electrică și termică (CHP) în sectorul încălzirii centralizate, în vederea atingerii unei decarbonizări profunde din cadrul PNRR Pilonul I -Componenta C6, prin promovarea unei investiții ce are ca scop instalarea a 4 motoare termice cu funcționare pe gaze naturale cu o putere totală instalată de 30,06 MWe, respectiv 25,98 MWth.

• 1.1    Context socio-economic

Termoficarea reprezintă o responsabilitate a municipalității. UAT Municipul Bacău, ca entitate responsabilă pentru asigurarea serviciului public de alimentare cu energie termică în municipiu, deține sistemul de alimentare centralizată cu energie termică (SACET Bacău). UAT Bacău are o experiență semnificativă în implementarea proiectelor cu finanțare europeană.

SACET Bacău este compusă dintr-o serie de instalații și echipamente termo-energetice care în prezent sunt operate și gestionate, în baza Contractului de delegare a gestiunii serviciului public de alimentare cu energie termică în sistem centralizat din Municipiul Bacău nr. 69695/1088/2018, de către SC Thermoenergy Group SA Bacău.

Thermoenergy Gloup SA este o companie specializată în producerea energiei electrice și termice și furnizarea energiei termice în cadrul SACET Bacău. Compania este deținută exclusiv de Consiliul Local al Municipului Bacău.

Deși contextul economic este caracterizat de urmările crizei sanitare din 2020-2021 și în prezent de criza prețurilor la energie și materii prime, coroborat cu conflictul declanșat de invazia Ucrainei de către Rusia, Thermoenergy Group SA. a înregistrat, în anul 2021, o creștere continuă a cifrei de afaceri în perioada 2017 - 2021, atingând o cifră de afaceri de peste 130 milioane lei și un profit net de cca. 4,47 milioane lei.

Principalii indicatori economici și sociali sunt prezentați în tabelul Tabel 1-1.

Cod document: 8972/2022-2-S0118696-J2

Revizie: 0

Pag. 9

Tabel 1-1 Indicatori socio-economici la nivelul Regiunii Nord - Est și județului Bacău, 2019-2021

Indicatori	U.M.	Județul Bacău			Regiunea Nord-Est
		2019	2020	2021	2019	2020	2021
PIB pe locuitor nama_10r_3gdp, CNP	euro/locuitor	7421	7404	7981	7347	7124	7644
Numărul mediu de salariați, din care	mii persoane	111,7	110,0	115,5	583,1	576,1	585,9
Câștigul salarial mediu net CNP	lei/salariat	2603	2805	2958	2674	2881	3039
Rata șomajului INS-SOM103A, CNP	%	5,2	5,4	5,6	4,3	4,7	4,9

Sursa: Comisia Națională de Strategie și Prognoză

Atât Municipiul Bacău, cât și județul Bacău sunt caracterizate din punct de vedere demografic de același fenomen resimțit la nivel național și regional de reducere a populației datorat scăderii puternice a natalității și creșterii migrației.

Din punct de vedere economic evoluția 2020-2021 este una pozitivă, reflectată de creșterea PIB atât la nivel județean cât și regional. Situația economică la nivelul județului Bacău este relativ bună la nivel regional, reflectată în creșterea numărului de salariați cu 1,4% în 2021 față de 2020, comparativ cu 1,3% și rata mai scăzută a șomajului. Aceasta se datorează prezenței în zonă a unor firme din industria prelucrătoare, construcții, transport și producția și furnizarea de energie electrică și termică, gaze, apă caldă și aer condiționat.

în prezent, serviciul public de furnizare a energiei termice în sistem centralizat în municipiul Bacău este asigurat de SACET Bacău, funcționând pe bază de gaze naturale.

SACET are următoarele componente principale:

• •    sursele de producere a energiei termice: CET Bacău I - Chimiei; CET Bacău II - Letea; Centrale termice de cvartal;

• •    rețelele termice de transport care asigură transportul agentului termic între sursă și punctele/modulele termice;

• •    punctele termice - asigură transferul energiei termice de la agentul termic furnizat din rețeaua de transport către agentul termic pentru rețeaua de distribuție;

• •    modulele termice - asigură transferul energiei termice de la agentul termic furnizat din rețeaua de transport către agentul termic pentru rețeaua de distribuție;

• •    rețelele termice de distribuție - asigură distribuția energiei termice de la punctele/modulele termice către consumatorii finali;

• •    consumatorii finali - operatori economici, instituții publice și locuințe.

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

  »[^

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118696-J2

  Revizie: 0

  Pag. 10

  
  

Din păcate, CET Bacău este unul dintre poluatorii din zonă, afectând în mod special calitatea aerului și contribuind la creșterea concentrațiilor gazelor cu efect de seră, prin emisiile de CO₂.

în contextul politicilor UE (Pactul verde European “European Green Deal”, pachetul legislativ „Pregătiți pentru 55 / Fit for 55”), utilizarea gazului natural drept combustibil are un rol de tranziție, urmărindu-se accelerarea integrării SRE în producerea de energie electrică și/sau termică și frig, și promovarea dezvoltării infrastructurii necesare pentru producerea și utilizarea viitoare a hidrogenului verde. Urmare a acestei decizii, o serie de beneficii vor rezulta pentru:

• •    sănătatea umană și mediul înconjurător;

• •    dezvoltarea socio-economică locală (ex. atragerea unor investitori, posibilitatea obținerii unei independențe energetice, întărirea poziției pe piață a operatorului sistemului centralizat de producere, transport și distribuție a energiei termice).

Ca urmare a realizării noului obiectiv de investiții, Thermoenergy Group SA va furniza energie termică în SACET Bacău, asigurând o parte din necesarul cu energie termică la nivel municipal, în contextul creării unui mediu mai curat în Municipiul Bacău.

Realizarea proiectului de investiții, aduce numai beneficii economice, sociale și de mediu la nivelul comunității locale, contribuind la dezvoltarea socio-economică a zonei. Totodată, construirea și punerea în funcțiune a unei capacități flexibile și eficiente de producție a energiei termice și electrice în cogenerare de înaltă eficiență, va contribui semnificativ la asigurarea unor servicii de furnizare a energiei termice de calitate și sigure.

• 1.2 Contextul politic și instituțional

Context la nivel UE

în contextul instituirii și al funcționării pieței interne de energie și din perspectiva necesității protecției și conservării mediului înconjurător, po litica energetică a UE urmărește în principal:

• •    promovarea eficienței energetice și a economiei de energie;

• •    dezvoltarea surselor regenerabile de energie;

• •    reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră.

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

Pactul verde european este strategia UE pentru atingerea obiectivului său în privința climei până în 2050. Pactul verde european, lansat de COM în decembrie 2019, este un pachet de inițiative care acoperă domeniul climei, al mediului, al energiei, al transporturilor, sectorul industrial, agricultura și finanțarea durabilă, toate acestea fiind puternic interconectate cu obiectivul final de a atinge neutralitatea climatică până în 2050.

Cod document: 8972/2022-2-S0118696-J2

Revizie: 0

Pag. 11

în 2021 Comisia Europeană a lansat pachetul „Pregătiți pentru 55”, parte a Pactului verde european. „Pregătiți pentru 55” se referă la obiectivul UE de a reduce emisiile nete de gaze cu efect de seră cu cel puțin 55 % până în 2030. Pachetul propus vizează alinierea legislației UE la obiectivul pentru 2030.

Pachetul legislativ „Pregătiți pentru 55” este un set de propuneri de revizuire și actualizare a legislației UE și de punere în aplicare a unor noi inițiative cu scopul de a asigura conformitatea politicilor UE cu obiectivele climatice convenite de Consiliu și de Parlamentul European. în domeniile energie și mediu, Pachetul „Pregătiți pentru 55” include:

• •    revizuirea actualei directive privind eficiența energetică prin creșterea valorii obiectivului actual la nivelul UE privind eficiența energetică de la 32,5 % la 36 % pentru consumul final și la 39 % pentru consumul de energie primară;

• •    dispoziții pentru a accelera eforturile statelor membre în materie de eficiență energetică, cum ar fi: obligații anuale sporite privind economiile de energie și noi norme care vizează reducerea consumului de energie al clădirilor din sectorul public, precum și măsuri specifice de protejare a consumatorilor vulnerabili.

• •    revizuirea Directivei privind energia din surse regenerabile cu propunerea de a crește obiectivul actual de la nivelul UE, care este de cel puțin 32 % de energie din surse regenerabile în mixul energetic global, la cel puțin 40 % până în 2030.

• •    modificări ale schemei existente a UE de comercializare a certificatelor de emisii (EU ETS), care ar trebui să conducă la o reducere globală a emisiilor în sectoarele vizate cu 61 % până în 2030, comparativ cu 2005.

Implementarea directivelor europene reprezintă o schimbare radicală în politicile naționale și în modul de abordare a problematicii de mediu, schimbare ce implică costuri investiționale consistente și pe termen lung.

Context național

Protecția mediului constituie o componentă esențială a politicii și strategiei de dezvoltare atât a României, cât și a multor companii private din România.

în multe localități din România, există surse majore de poluare reprezentate de instalațiile de ardere care produc energie electrică și/sau căldură, fie că este vorba de surse centralizate de producere e energiei termice sau descentralizate.

Aceste sisteme de încălzire se confruntă cu o uzură fizică și morală a instalațiilor și echipamentelor și pierderi mari în transportul și distribuția agentului termic. Aceste deficiențe au ca implicație creșterea poluării mediului.

Cod document: 8972/2022-2-S0118696-J2

Revizie: 0

Pag. 12

Uzura fizică și morală a echipamentelor însemnă scăderea eficienței acestora și implicit creșterea consumului de combustibil, respectiv creșterea costurilor de exploatare și a cantităților de emisii poluante eliberate în atmosferă.

în cadrul Strategiei energetice a României 2020-2030, cu perspectiva anului 2050 - document aflat pe site-ul Ministerului Energiei (http://enerqie.gov.ro/strateqia-enerqetica-nationala), se subliniază ideea că eficientizarea parcului de centrale termoelectrice va duce la scăderea cererii de energie primară necesară asigurării consumului final de energie electrică și la o reducere semnificativă a emisiilor de gaze cu efect de seră. Această concluzie are în vedere că centralele termoelectrice din România, construite în mare parte în perioada 1960-1990, au un randament mediu relativ scăzut al transformării energiei primare în energie electrică și un consum propriu tehnologic ridicat față de cerințele actuale. Consumul propriu tehnologic va scădea prin înlocuirea centralelor vechi și ineficiente, atunci când ajung la capătul duratei de viață din punct de vedere tehnic sau economic. La nivelul anului 2030 se preconizează că România va ajunge la un consum primar de energie de 32,3 Mtep, reprezentând o reducere de 45,1% față de scenariul PRIMES 2007, conducând la creșterea eficienței energetice și scăderea consumurilor de combustibil și diminuarea cantităților de emisii poluante eliberate în atmosferă.

Viziunea Strategiei Energetice a României se bazează pe atingerea a opt obiective strategice fundamentale și pe implementarea unui program de investiții pentru creșterea sectorului energetic în condiții de sustenabilitate si creștere economică, ținând cont de tintele UE la orizontul anului 2050, respectiv "Pactul Ecologic European”. Realizarea obiectivelor presupune o abordare echilibrată a dezvoltării sectorului energetic național, corelată cu proiectele de investiții prioritare.

în anul 2015 Ministerul Dezvoltării Regionale și Administrației Publice și Ministerul Energiei au transmis Comisiei Europene "Raportul privind evaluarea potențialului național de punere în aplicare a cogenerării de înaltă eficiență și a termoficării și răcirii centralizate eficiente". Astfel, avându-se în vedere starea întregului sistem de alimentare cu energie termică de la sursă la consumator, s-a estimat că poate avea un potențial de îmbunătățire de cel puțin de 30%. Potențialul de îmbunătățire a eficienței energetice are în vedere, pe lângă modernizarea energetică a clădirilor rezidențiale și nerezidentiale, modernizarea/extinderea rețelelor termice primare și secundare, îmbunătățirea contorizarii și promovarea cogenerării eficiente. Potențialul de eficiență energetică la nivelul surselor de producere a energie termice este unul ridicat și are în vedere în principal înlocuirea surselor ce utilizează cărbunele ca sursă de energie primară cu instalații noi eficiente energetic (centrale cogenerare / trigenerare) ce utilizează gaze naturale sau sursele regenerabile de energie. Măsurile care trebuiesc avute în vedere pentru stimularea realizării potențialului în orizontul de timp 2020-2030 incluse în acest raport sunt următoarele:

• •    Adaptarea SACET și a surselor la noile consumuri de energie termică, în condiții de funcționare eficientă și încadrarea în normele de protecția mediului;

  Cod document: 8972/2022-2-S0118696-J2

  Revizie: 0

  Pag. 13

• •    Creșterea eficienței energetice pe tot lanțul: resurse, producere, transport, distribuție, consum;

• •    Datorită avantajelor și tehnologiei mature cu un grad ridicat de dezvoltare, cogenerarea este promovată ca vector fundamental pentru restructurarea sistemului de producere și distribuție a energiei termice;

• •    Accelerarea procesului de modernizare a infrastructurii aferente serviciilor energetice de interes local, cu suport financiar public și/sau privat;

• •    Creșterea gradului de implicarea a autorităților administrației publice locale în strictă concordanță cu atribuțiile și competențele instituite de lege;

• •    Promovarea utilizării resurselor regenerabile de energie pentru reducerea prețului la energia termică și conformarea la cerințele de mediu.

• 1.2.1    Legislație aplicabilă

Principalele acte normative în baza cărora sunt promovate și realizate proiectele care vizează dezvoltarea pentru sectorul încălzirii centralizate a unor capacități de producție a energiei electrice și termice în cogenerare de înaltă eficiență cu funcționare pe gaze naturale sunt prezentate în continuare.

• •    Directiva 2019/944 a Parlamentului European și a Consiliului privind normele comune pentru piața internă de energie electrică și de modificare a Directivei UE 2012/27 menționează faptul că piața internă de energie electrică, care a fost implementată treptat în întreaga Uniune începând cu 1999, are drept obiectiv ca, prin organizarea unor piețe competitive de energie electrică la nivel transfrontalier, să ofere tuturor clienților finali din Uniune, indiferent dacă sunt persoane fizice sau juridice, posibilități reale de alegere, precum și noi oportunități de afaceri, prețuri competitive, semnale eficiente în materie de investiții, îmbunătățirea calității serviciilor, precum și să contribuie la siguranța alimentării cu energie electrică și la dezvoltarea durabilă.

• •    Regulamentul (UE) 2021/241 al Parlamentului European și al Consiliului din 12 februarie 2021 de instituire a Mecanismului de redresare și reziliență.

• •    Planul Național Integrat în domeniul Energiei și Schimbărilor Climatice 2021 - 2030 (PNIESC) - prin acest document elaborat în anul 2021, România a stabilit noile ținte privind realizarea obiectivelor UE.

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

• •    Planul Național de Redresare și Reziliență (PNRR) aprobat de Consiliul UE la 28.10.2021 - Obiectivul general al mecanismului este să promoveze coeziunea economică, socială și teritorială a Uniunii prin îmbunătățirea rezilienței, a nivelului de pregătire pentru situații de criză, a capacității de adaptare și a potențialului de creștere al statelor membre, prin atenuarea impactului social și economic al crizei, prin sprijinirea tranziției verzi, prin contribuția la realizarea obiectivelor privind clima ale Uniunii pentru 2030, stabilite la articolul

  Cod document: 8972/2022-2-S0118696-J2

  Revizie: 0

  Pag. 14

2 punctul 11 din Regulamentul (UE) 2018/1999 și prin respectarea obiectivului UE de realizare a neutralității climatice până în 2050.

Componenta 6 - Energie, măsura de investiții 3 va contribui la realizarea unei decarbonări adânci prin investiții în unități/centrale de producție a energiei electrice și termice în cogenerare de înaltă eficiență, în sectorul încălzirii centralizate, flexibile, prin folosirea gazului natural, pregătite pentru amestec cu gazele regenerabile/ cu emisii reduse de carbon, inclusiv hidrogen verde, oferind centralelor posibilitatea să atingă pe durata de viață economică, pragul de maximum 250g CO2 eq/KWh.

• •    ORDONANȚĂ DE URGENȚĂ nr. 124/13.12.2021 privind stabilirea cadrului instituțional și financiar pentru gestionarea fondurilor europene alocate României prin Mecanismul de redresare și reziliență, precum și pentru modificarea și completarea Ordonanței de urgență a Guvernului nr. 155/2020 privind unele măsuri pentru elaborarea Planului național de redresare și reziliență necesar României pentru accesarea de fonduri externe rambursabile și nerambursabile în cadrul Mecanismului de redresare și reziliență.

• •    Legea serviciilor comunitare de utilități publice nr. 51/2006, republicată, cu modificările și completările ulterioare - stabilește cadrul juridic și instituțional unitar, obiectivele, competențele, atribuțiile și instrumentele specific necesare înființării, organizării, gestionării, finanțării, exploatării, monitorizării și controlului funcționării serviciilor comunitare de utilități publice. Potrivit acestei legi, autoritatea de reglementare competentă în domeniu este: Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE) și autoritățile administrației publice locale, după caz.

• •    Legea serviciului public de alimentare cu energie termică nr. 325/2006, cu modificările ulterioare - reglementează desfășurarea activităților specifice serviciilor publice de alimentare cu energie termică utilizată pentru încălzirea și prepararea apei calde de consum, face referire la producerea, transportul, distribuția și furnizarea energiei termice în sistem centralizat, în condiții de eficiență și la standarde de calitate, în vederea utilizării optime a resurselor de energie și cu respectarea normelor de protecție a mediului.

• •    Legea energiei electrice și a gazelor naturale nr. 123/2012, cu modificările și completările ulterioare - stabilește cadrul de reglementare pentru desfășurarea activităților în sectorul energiei electrice și al energiei termice produse în cogenerare, în vederea utilizării optime a resurselor primare de energie în condiții de accesibilitate, disponibilitate și suportabilitate și cu respectarea normelor de siguranță, calitate și protecție a mediului.

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

• •    Legea eficienței energetice nr. 121/2014, cu modificările și completările ulterioare, prin care s-a transpus în legislația națională Directiva 2012/27/UE privind eficiența energetică -impune promovarea eficienței energetice în ceea ce privește serviciile de încălzire și răcire, în plus față de documentele-cadru prezentate anterior, care reglementează condițiile generale de producere, transport, distribuție și furnizare de energie termică în sistem centralizat ca serviciu

  Cod document: 8972/2022-2-S0118696-J2

  Revizie: 0

  Pag. 15

comunitar de utilitate publică, există o serie de documente legislative la nivel național și european cu relevanță în domeniul energetic, după cum urmează:

• •    Hotărârea Guvernului (HG) nr. 348/1993 privind contorizarea apei și a energiei termice la populație, instituții publice și agenți economici;

• •    HG nr. 425/1994 privind aprobarea Regulamentului pentru furnizarea și utilizarea energiei termice;

• •    Legea 287/2002 pentru aprobarea Ordonanței de urgență a Guvernului (OUG) nr. 124/2001 privind înființarea, organizarea și funcționarea Fondului Roman pentru Eficiență Energiei;

• •    Legea nr. 372/2005 privind performanța energetică a clădirilor;

• •    Ordonanța Guvernului (OG) nr. 36/2006 privind instituirea unor măsuri pentru fucționarea sistemelor centralizate de alimentare cu energie termică a populației prin introducerea unor prețuri locale ale energiei termice facturate populației, prețuri aprobate de către autoritățile administrației publice locale implicate;

• •    HG nr. 219/2007 privind promovarea cogenerării bazate pe cererea de energie termică utilă - stabilește cadrul legal necesar promovării și dezvoltării cogenerării de înaltă eficiență a energiei termice și a energiei electrice, bazată pe cererea de energie termică utilă și pe economisirea energiei primare pe piața de energie, în scopul creșterii eficienței energetice și al îmbunătățirii securității alimentării cu energie, ținând seama de condițiile climatice și energetice specifice României.

• •    Legea nr. 220/2008 pentru stabilirea sistemului de promovare a producerii energiei din surse regenerabile de energie, republicată;

• •    H.G nr.1461/2008 pentru aprobarea Procedurii privind emiterea garanțiilor de origine pentru energia electrică produsă în cogenerare de înaltă eficiență;

• •    H.G nr.1215/2009 privind stabilirea criteriilor și a condițiilor necesare implementării schemei de sprijin pentru promovarea cogenerării de înaltă eficiență pe baza cererii de energie termică utilă;

• •    Legea 210/2010 privind unele măsuri prealabile lucrărilor de construcție de rețele de transport și de distribuție a energiei electrice promulgată prin Decretul nr. 1090/2010

• •    HG 135/2011 pentru aprobarea regulilor procedurale privind condițiile și termenii referitori la durata conținutul și limitele de exercitare a drepturilor de uz și servitute asupra proprietăților private afectate de capacitățile energetice a convenției cadru precum și a regulilor procedurale pentru determinarea cuantumului indemnizațiilor și a despăgubirilor și a modului de plată a acestora;

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

• •    Legea energiei electrice și a gazelor naturale nr. 123/2012 cu modificările și completările ulterioare;

  Cod document: 8972/2022-2-S0118696-J2

  Revizie: 0

  Pag. 16

• •    HG 83 /2012 privind adoptarea unor măsuri de siguranță pe piața de energie electrică;

• •    Ordinul ANRE nr. 59/2013 pentru aprobarea Regulamentului privind racordarea utilizatorilor la rețelele electrice de interes public;

• •    H.G nr. 495/2014 privind instituirea unei scheme de ajutor de stat privind exceptarea unor categorii de consumatori finali de la aplicarea Legii nr. 220/2008 pentru stabilirea sistemului de promovare a producerii energiei din surse regenerabile de energie;

• •    Ordinul ANRE nr. 64/2014 pentru aprobarea Regulamentului de furnizare a energiei electrice la clienții finali;

• •    Legea 185/2016 privind unele măsuri necesare pentru implementarea proiectelor de importanță națională în domeniul gazelor naturale;

• •    Ordinul ANRE nr. 193/2019 pentru aprobarea Metodologiei de monitorizare a serviciului public de alimentare cu energie termică în sistem centralizat și a sistemelor de încălzire și/sau răcire urbană;

• •    OUG nr. 53/2019 privind aprobarea Programului multianual de finanțare a investițiilor pentru modernizarea, reabilitarea, retehnologizarea și extinderea sau înființarea sistemelor de alimentare centralizată cu energie termică a localităților și pentru modificarea și completarea Legii serviciilor comunitare de utilități publice nr. 51/2006

Pe lângă aceste acte normative, există o serie de documente ale autorităților de reglementare care stabilesc condițiile particulare de organizare și funcționare a serviciului public de alimentare cu energie termică, respectiv:

• •    metodologiile de stabilire, ajustare sau modificare a prețurilor și tarifelor;

• •    procedurile de soluționare a neînțelegerilor; regulamente, proceduri și contracte cadru-specifice sectorului;

• •    proceduri de acordare a bonusului de referință pentru energia produsă în cogenerare;

• •    metodologiile de determinare și monitorizare a supracompensării activității de producere a energiei în cogenerare;

• •    măsuri de protecție socială în perioada sezonului rece.

în ceea ce privește impactul asupra mediului, noile instalații proiectate și cât și funcționarea acestora se vor încadra în prevederile și reglementările din legislația în vigoare la nivel național.

• 1.2.2    Acorduri si structuri instituționale si financiare J                                                      7                      7

Obiectivul comun de reducere a emisiilor de CO₂ la nivelul sistemului energetic creează noi oportunități și provocări pentru participanții la piața de energie. Astfel, la nivel european sunt de importanță deosebită:

Cod document: 8972/2022-2-S0118696-J2

Revizie: 0

Pag. 17

• •    Regulamentul Parlamentului European și Consiliului UE nr.943/2019 privind piața internă de energie electrică, urmărește să ofere clienților finali - casnici și industriali - o alimentare cu energie sigură, securizată, durabilă, competitivă, în concordanță cu normele de protecția mediului și la prețuri accesibile.

Având la bază Tratatul privind funcționarea Uniunii Europene, prezentul regulament stabilește norme pentru a asigura funcționarea pieței interne de energie electrică și include anumite cerințe legate de dezvoltarea de energie din surse regenerabile și de politica de mediu.

• •    Directiva 2012/27/UE privind eficiența energetică

Prioritățile energetice comune ale Uniunii Europenei se bazează pe măsuri care pot fi luate pentru a aborda o serie de provocări, precum:

• •    lupta continuă pentru o Europă curată;

• •    formarea unei piețe sigure și cu prețuri competitive;

• •    consolidarea poziției de lider în materie de tehnologie;

• •    negocierea eficientă cu partenerii internaționali.

Strategia energetică 2030 și perspectivele pentru 2050, asigură un cadru de politici privind clima și energia, având drept obiectiv pe termen lung o reducere cu 80-95 % a emisiilor de gaze cu efect de seră la nivelul UE.

Evoluția pieței de energie poate fi influențată de o serie de structuri instituționale și financiare, atât în ceea ce privește producția de energie electrică și termică, cât și consumul. Astfel:

• •    schimbările legislative bruște, care nu au la bază o analiză pertinentă a efectelor acestora, conduc la lipsa predictibilității pieței, legislației și vânzărilor care afectează în mod direct producătorii de energie electrică și termică;

• •    modificările legislative pot restrânge posibilitatea producătorilor de a-și maximiza veniturile din producție;

• •    constrângerile financiare provocate de izbucnirea unei crize economice, sanitare sau financiare globale pot avea consecințe negative asupra consumului și implicit a producției.

La nivel național, politica în domeniul serviciului public de alimentare cu energie termică este parte integrantă a politicii energetice naționale.

La nivelul administrației publice centrale, există mai multe autorități care au responsabilități în domeniul serviciilor publice de alimentare cu energie termică, și anume:

• •    Ministerul Dezvoltării, Lucrărilor Publice și Administrației - care exercită funcțiile de analiză, sinteză, decizie, coordonare, monitorizare, planificare și evaluare privind implementarea

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118696-J2

  Revizie: 0

  Pag. 18

  
  

standardelor și a cerințelor de accelerare a dezvoltării serviciilor publice de utilități în concordanță cu cele similare la nivel european;

• •    Ministerul Energiei care are rolul de a stimula inițiativele operatorilor economici în domeniile politicilor industriale sau dezvoltării durabile și de a coordona și gestiona resursele energetice naționale

• •    Ministerul Mediului, Apelor și Pădurilor pentru aspecte legate de conservarea și protecția mediului;

• •    Ministerul Muncii și Solidarității Sociale pentru aspecte privind politica de protecție socială în domeniul alimentării cu energie termică;

• •    Autoritatea Națională de Reglementare în domeniul Energiei pentru activitatea de producere a energiei termice în cogenerare.

De asemenea, pentru îndeplinirea dezideratelor privind atât piața de energie electrică și termică, cât și protecția mediului la nivel național și global, anumite instituții publice și financiare acordă granturi și împrumuturi dedicate sectorului energetic.

Printre acestea se numără:

• •    Uniunea Europeană - pentru investiții și asistență în domeniul energiei din surse regenerabile și al eficienței energetice. în cadrul următorului buget pe termen lung al UE, pentru perioada 2021 - 2027, Comisia Europeană propune „O Europă mai verde” fără emisii de carbon, punerea în aplicare a Acordului de la Paris și investiții în tranziția energetică, energia din surse regenerabile și combaterea schimbărilor climatice.

• •    Fondul pentru Modernizare - Pentru perioada 2021-2030, COM introduce un nou instrument de finanțare, prin intermediul căruia pot fi finanțate, până la 100% din cheltuielile eligibile aferente investițiilor în: producerea de energie din surse regenerabile, soluții de stocare a energiei, cogenerare de înaltă eficiență, modernizarea rețelelor energetice, inclusiv a conductelor centralelor de termoficare, capacități noi de producție de energie electrică pentru înlocuirea cărbunelui și echilibrarea rețelei, rețele pentru transportul de energie electrică și creșterea interconectărilor dintre statele membre.

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

• •    Planul Național de Redresare și Reziliență (PNRR) aprobat de Consiliul UE la 28.10.2021 - Obiectivul general al mecanismului este să promoveze coeziunea economică, socială și teritorială a Uniunii prin îmbunătățirea rezilienței, a nivelului de pregătire pentru situații de criză, a capacității de adaptare și a potențialului de creștere ale statelor membre, prin atenuarea impactului social și economic al crizei, prin sprijinirea tranziției verzi, prin contribuția la realizarea obiectivelor privind clima ale Uniunii pentru 2030 stabilite la articolul 2 punctul 11 din Regulamentul (UE) 2018/1999 și prin respectarea obiectivului UE de realizare a neutralității climatice până în 2050. Prin Componenta 6 - Energie, măsura de investiții II, sunt promovate investiții în sectorul de energie curată și eficiență energetică.

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118696-J2

  Revizie: 0

  Pag. 19

  
  

• •    EximBank - politica băncii pe termen lung este orientată spre sprijinirea proiectelor care asigură obținerea energiei din resurse regenerabile și a proiectelor de eficiență energetică derulate cu fonduri nerambursabile;

• •    BERD și BEI - răspund nevoilor specifice de investiții sustenabile în concordanță cu politica UE de investiții, ținând seama de efectele schimbărilor climatice, în sectoarele: regenerabile, eficiență energetică, eficientizarea sistemelor centralizate de producere, transport și distribuție a energiei termice, etc.

în aceste condiții, municipalitatea alături de Thermoenergy Group SA, răspund necesităților actuale, printr-o dezvoltare durabilă și responsabilă, care are la bază o serie de planuri strategice prin promovarea construirea și punerea în funcțiune a unei capacități flexibile și eficiente de producție a energiei termice și electrice în cogenerare de înaltă eficiență.

Obiectivul de investiții promovat va fi realizat în concordanță cu prevederile legislației în vigoare la nivel național și comunitar.

• 1.3 Situația existentă și identificarea elementelor care au generat promovarea proiectului

în contextul politicilor UE (Pactul verde European “European Green Deal”, pachetul legislativ „Pregătiți pentru 55 / Fit for 55”) de renunțare la utilizarea combustibililor fosili - în special a cărbunelui ca materie primă în producția de energie, România a anunțat oficial la finele 2021 asumarea următoarelor măsuri:

• •    termen limită de utilizare a cărbunelui în industria energetică: anul 2032

• •    utilizarea gazului natural drept combustibil cu rol de tranziție

• •    accelerarea integrării SRE în producerea de energie electrică și/sau termică și frig

• •    promovarea dezvoltării infrastructurii necesare pentru producerea și utilizarea viitoare a hidrogenului verde.

în prezent, sursele de energie pentru producerea de energia termică necesară la nivelul SACET Bacău sunt următoarele:

• a)    CET Bacău I Chimiei nr. 6, cu următoarele echipamente principale de producere agent termic:

• •    1 grup de cogenerare cu turbină cu gaze cu cazan recuperator (ITG3) cu putere electrică de 14 MWe și putere termică de 22 MWt, cu un cazan ajutător de apă fierbinte pe gaze naturale LOOS de 3 MWt pentru preluarea sarcinilor de vârf sau compensarea sarcinii unității de cogenerare cu turbină cu gaze;

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

  »D^IT

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118696-J2

  Revizie: 0

  Pag. 20

  
  

• •    1 grup de cogenerare cu ciclul combinat gaze - abur (CCGT) cu putere termică de 14 MWt și putere electrică de 10,95 MWe, compus din turbina cu gaze, turbină cu abur cu contrapresiune și priză reglabilă de 1,2 bar și cazan recuperator cu ardere suplimentară.

• •    2 cazane de abur auxiliar de 10 t/h fiecare, necesare pentru degazarea apei de adaos.

• b)    CET Bacău II Letea nr. 28 are în compunere, ca echipamente principale, următoarele:

• • Un cazan de apă fierbinte (CAF) de 116 MWt cu funcționare pe gaze naturale - reabilitat în anul 2014. Pentru îndeplinirea cerințelor de mediu, din anul 2022, puterea termică se va reducere la 48 MWt.

• c)    Centrale termice insulare (locale) - Sistemul de termoficare al Municipiului Bacău are în momentul de față, în exploatare, șapte centrale termice insulare. Acestea sunt echipate cu cazane cu funcționare pe gaze naturale. Centrala termică Bistrița a fost modernizată în anul 2002, iar restul centralelor termice nu sunt modernizate, funcționând dinainte de anul 1970.

  
  

în ultima perioadă, cantitatea de energie termică produsă/livrată în CET Bacău (CET Bacău I și CET Bacău II) pentru încălzire și prepararea apei calde de consum și modul de asigurare, se prezintă în tabelul de mai jos.

Tabel 1-2 Energia termică produsă/livrată la limita CET Bacău

Specificație	U.M.	Anul 2019	Anul 2020	Anul 2021
Energie termică produsă	MWh/an	245.419	213.587	219.283
Energie termică livrată pentru incălzire și preparare apă caldă de consum	MWh/an	225.404	201.357	206.511
Participația CAF la producerea energiei termice pentru încălzire și apă caldă de consum din CAF	%	45	34	49

în regim de iarnă, puterea termică maximă necesară pentru asigurarea din CET Bacău a cantității de energie termică pentru încălzire și preparare apă caldă de consum este de 88 MWt.

în situația existentă energia termică pentru încălzire și preparare apă caldă de consum este produsă în CET Bacău din următoarele echipamente:

• -    ITG3 - putere termică instalată 22 MWt,

• -    CCGT - putere termică instalată 14 MWt

• -    CAF - putere termică instalată 116,3 MWt (din 2022, puterea termică maximă 48 MWt).

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

Această funcționare, în cazul indisponibilității CAF-ului, la imposibilitatea livrării cantității de căldură solicitate, neexistând capacitate de rezervă pentru producerea apei fierbinți, ceea ce ar putea genera neasigurarea cererii de căldură și posibilitatea debranșării consumatorilor urbani de la

SACET. Totodată, consumul de gaze naturale este mai mare deoarece, în situația existentă, cca. 45% din căldura livrată de CET Bacău este produsă de un echipament de producere separată a energiei termice cu randament inferior.

Având în vedere această situație, prin prezentul proiect se propune realizarea unei centrale de cogenerare de înaltă eficiență cu motoare termice cu funcționare pe gaze, flexibilă și pregătită să funcționeze cu amestec de gaze naturale și gaze regenerabile, inclusiv hidrogen verde, oferind posibilitatea să atingă pe durata de viață economică pragul de maxim 250 g CO₂eq/kWh.

Centrala de cogenerare nou propusă va funcționa în cadrul curbei de sarcină termică a SACET Bacău, asigurând o sarcină de circa 25, 5 MWt pe perioada de iarnă.

Ca urmare, noua instalalație de cogenerare de înaltă eficiență - unitate de cogenerare hibridă flexibilă cu funcționare cu gaze natural și/sau cu hidrogen va determina:

• -    creșterea gradului de siguranță în fucționare a CET Bacău;

• -    scăderea consumului de combustibil convențional (gaze naturale) și a emisiilor de CO₂, datorată atât eficienței energetice superioare, cât și posibilității funcționării parțiale cu hydrogen, după anul 2030 instalația va putea funcționa 100% cu hidrogen verde (posibil a proveni, de la o instalație de electroliză alimentată cu energie electrică de la un parc fotovoltaic din zonă).

Investiția propusă va conduce la:

• -    creșterea cantității de energie termică produsă în cogenerare care va înlocui parțial energia termică produsă separat de CAF-ul existent cu eficiență energetică scăzută;

• -    energie electrică produsă în cogenerare care va înlocui o cantitate echivalentă de energie electrică produsă din surse pe cărbune.

Proiectul de investiții promovat de Thermoenergy Group SA are ca scop instalarea a 4 motoare termice cu funcționare pe gaze naturale cu o putere totală instalată de 30,06 MWe, respectiv 25,98 MWt pentru asigurarea unei părți a necesarului de energie termică la nivelul municipiului Bacău, înlocuind parțial funcționarea echipamentului (CAF) existent care produce energie termică cu randament inferior datorită atât stării tehnice, cât și necesității respectării condițiilor impuse de protecția mediului.

• 2 OBIECTIVELE PROIECTULUI

Obiectivul general al proiectului constă în realizarea unei capacități noi de producere a energiei electrice și termice în cogenerare de înaltă eficiență, în sectorul încălzirii centralizate prin instalarea de motoare termice cu funcționare pe gaze naturale, pregătite pentru amestec cu gazele regenerabile/ cu emisii reduse de carbon, inclusiv hidrogen verde (hydrogen ready).

Obiectivele specifice ale proiectului, prin îndeplinirea cărora se asigură atingerea obiectivului general, sunt următoarele:

• •    reducerea emisiilor de CO₂ cu circa 25.922,82 tCO₂/an (cantitate calculată cu formula din GS în funcție de cantitatea de energie electrică generată);

• •    creșterea capacității instalate în cogenerare pe gaz natural, flexibilă și de înaltă eficiență în sectorul încălzirii centralizate prin implementarea a 4 motoare termice cu funcționare pe gaze naturale cu o putere totală instalată de 30,06 MWe, respectiv 25,98 MWth

• •    asigurarea securității în alimentarea cu energie electrică și termică

• •    susținerea obiectivelor naționale de decarbonizare;

• •    posibilitatea utilizării gazelor naturale în amestec cu hidrogenul în grupurile de cogenerare.

• •    creșterea eficienței în alimentarea cu energie termică a populației

• •    reducerea cantități de emisii și încadrarea în normele de protecția mediului în vigoare

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

  Rezultatele așteptate ca urmare a implementării proiectului sunt prezentate în tabelul următor:

  Tabel 2-1 Indicatori de rezultat la nivelul proiectului

  ID	Denumire indicator obligatoriu	U.M.	Valoare
  1.1	Reducerea gazelor cu efect de seră - scădere anuală estimată a gazelor cu efect de seră calculată conform prevederilor GS în funcție de cantitatea de energie electrică generată	tco2 echivalent	25.922,82
  I.2	Capacitate instalată în cogenerare de înaltă eficiență, pe gaz, flexibilă	MW	56,04
  I.3	Economii în consumul anual de energie primară calculate conform prevederilor GS în funcție de cantitatea de energie electrică generată	MWh/an	128.356,20

  
  

Din punct de vedere al impactului la nivel global, proiectul contribuie la:

• •    reducerea emisiilor de CO₂ la nivelul sistemului electroenergetic național, prin reducerea consumului de combustibil si creșterea eficientei;

!                     J                                                      J '

• •    o economie mai eficientă din punctul de vedere al utilizării resurselor, mai ecologică și mai competitivă, conducând la dezvoltarea durabilă, care se bazează, printre altele, pe un nivel înalt de protecție și îmbunătățire a calității mediului;

• •    atingerea obiectivului privind neutralitatea climatică, prevăzut în Regulamentul (UE) 2021/1119 al Parlamentului European și al Consiliului din 30 iunie 2021 de stabilire a cadrului pentru atingerea neutralității climatice și de modificare a Regulamentelor (CE) nr. 401/2009 și (UE) 2018/1999 ("Legea europeană a climei"), referitor la asigurarea, până cel târziu în 2050 a unui echilibru la nivelul Uniunii între emisiile și absorbțiile de gaze cu efect de seră care sunt reglementate în dreptul Uniunii, astfel încât să se ajungă la zero emisii nete până la acea dată;

• •    creșterea adecvanței Sistemului Energetic Național prin utilizarea de noi capacități flexibile de producere a energiei electrice și termice produse din surse curate.

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118696-J2

  Revizie: 0

  Pag. 24

• 3 IDENTIFICAREA PROIECTULUI

• 3.1    Definirea proiectului ca unitate independentă de analiză

Proiectul "Centrala de cogenerare hibridă” are ca obiect instalarea a 4 motoare termice cu funcționare pe gaze naturale cu o putere totală instalată de 30,06 MWe, respectiv 25,98 MWt.

Amplasamentul Proiectului este situat în intravilanul municipiului Bacău, în incinta Thermoenergy Group SA Bacău - denumită CET 1 Chimiei, str. Chimiei nr. 6, Bacău, în vecinătatea amplasamentului grupului de cogenerare cu turbina cu gaze de 14 MWe (ITG3) și zona stației de pompe bagger care a fost dezafectată

La limita incintei noii centrale de cogenerare de înaltă eficiență vor fi asigurate următoarele utilități/instalații necesare funcționării corespunzătoare a acesteia:

• •    Alimentarea cu apă potabilă se realizează de la rețeaua de apă potabilă a municipiului Bacău. Alimentarea punctelor de consum se va realiza prin intermediul unui racord la rețeaua de distribuție din incinta SC Thermoenergy Group SA Bacău. Racordul se va realiza din tuburi PEID PE100 De 63 x 3,8 mm.alimentarea cu apă potabilă din puțuri existente;

• •    Pentru colectarea apelor uzate menajere se va realiza o rețea de canalizare din tuburi PVC-KG având diametrul De 250 x 6,2 mm, care va colecta apele și le va evacua gravitațional la rețeaua de canalizare menajeră din incinta SC Thermoenergy Group SA Bacău.

• •    Pentru colectarea apelor pluviale se va realiza o rețea de canalizare din tuburi PVC-KG având diametrul De 315 x 7,7 mm, care va colecta apele și le va evacua gravitațional la rețeaua de canalizare pluvială din incinta SC Thermoenergy Group SA Bacău.Apele pluviale, înainte de evacuarea în rețeaua de canalizare a incintei, vor fi preepurate într-un separator de hidrocarburi pentru a se asigura indicatorii de calitate.

• •    Instalațiile de stins incendiu se vor alimenta din rețeaua exterioară de stins incendiu, din incintă.

• •    Racordul de gaze naturale pentru alimentarea noilor unități de cogenerare se va face în conducta de distribuție cu dimensiuni DN250, PN40. Conducta nouă de legătură la conducta de distribuție aparatele de utilizare (motoare termice) va fi montată suprateran și va fi dotată cu contor de debit, post de reglare, electrovalvă, robinete de siguranță, izolare, filtre etc.

• •    Noile grupuri de cogenerare vor fi racordate la sistemul de alimentare centralizată cu energie termică existent în Bacău. Vehicularea agentului termic în sistemul de termoficare se face cu trei pompe de termoficare cu debit cca. 600 m³/h fiecare.

• •    Racordul la SEN al noii centrale de cogenerare se va face la tensiunea de 110 kV, în stația interioară, existentă în incinta Thermoenergy Group SA.

CM

2 o o cd o g

O

o o ai

§

O

Cod document: 8972/2022-2-S0118696-J2

Revizie: 0

Pag. 25

Obiectivele specifice ale proiectului și rezultatele așteptate sunt prezentate în capitolul 2.

Conform graficului de realizare a investiției, proiectul va fi implementat integral într-o perioadă de 24 luni, durata de execuție efectivă fiind de 15 luni. Proiectul nu va fi implementat etapizat.

Proiectul reprezintă o unitate independentă de analiză, analiza cost-beneficiu fiind realizată incremental, pe conturul întregului obiectiv de investiții.

• 3.2    Beneficiarul proiectului

Beneficiarul și promotorul proiectului este Municipiul Bacău cu sediul social în jud. Bacău, Calea Mărășești nr. 6 și SC Thermoenergy Group SA Bacău, în calitate de operator comercial specializat, cu sediul în str. Chimiei nr. 6, Bacău, cod 600286 .

• 3.2.1    Capacitatea tehnică și administrativă

• > Aspecte privind beneficiarul, proprietatea și structura acționariatului

Municipiul Bacău are dreptul de a stabili și de a aproba programele de reabilitare, extindere și modernizare a dotărilor existente, de a finanța sau garanta investiții de interes comun în domeniul infrastructurii tehnico-edilitare aferente serviciului, de a aproba structura și ajustările de tarife propuse de operatori, în baza avizului autorității de reglementare și în conformitate cu prevederile legale în vigoare, precum și cel de a verifica și controla modul de realizare de către operator a serviciului delegat.

în conformitate cu prevederile OUG 57/2019 cu modificările și completările ulterioare privind Codul Administrativ, rețelele de termoficare, cu instalațiile, construcțiile și terenurile aferente fac parte din domeniul public al localităților pe teritoriul cărora sunt amplasate.

Domeniul public al Municipiului Bacău, care include și infrastructura de termoficare a orașului, este atestat prin HG nr. 1347/2001 privind atestarea domeniului public al județului Bacău, inclusiv al Municipiului Bacău.

în calitate de proprietar al infrastructurii de termoficare, Municipiul Bacău a concesionat către Thermoenergy Group SA Bacău gestiunea bunurilor aferente serviciului public de producere, transport, distribuție și furnizare a energiei termice produse în sistem centralizat, în baza Contractului de delegare prin concesiune nr. 69695/1088/15.11.2018. Aceste bunuri includ:

• •    sursa de producer a energiei termice (CET Bacău I - Chimiei, CET Bacău II - Letea;

• •    rețelele termice de transport - 71.431 km conducte;

• •    puncte termice - 55;

_N • module termice - 41

2 o o ca

E o

Cod document: 8972/2022-2-S0118696-J2

Revizie: 0

Pag. 26

• •    centrale termice de cvartal - 7 și rețea de distribuție aferentă de 22,237 km;

• •    rețele termice de distribuție - 385,099 km.

în urma celor prezentate, bunurile vizate de proiectul "Centrala de cogenerare hibridă”, se află în domeniul public al Municipiului Bacău, iar terenurile aferente nu fac obiectul unor cereri de retrocedare și nu există litigii referitoare la stabilirea și delimitarea proprietății.

în baza HCL Bacău nr. 350/28.09.2018, Contractul de delegare a gestiunii serviciului public de alimentare cu energie termică în sistem centralizat nr. 69695/1088/2018, a fost încredințat către un operator comercial specializat - S.C Thermoenergy Group S.A. Bacău.

Thermoenergy Group SA Bacău este o companie specializată în producerea energiei electrice și termice și în furnizarea energiei termice în cadrul SACET Bacău.

Compania este deținută exclusiv de Consiliul Local al Municipiului Bacău.

Thermoenergy Group SA a fost înființată conform HCL nr. 186/2014, modificată prin HCL nr. 193/2014. Obiectul principal de activitate al societății constă în producerea, transportul, distribuția și furnizarea energiei termice în sistem centralizat, diviziunea CAEN 35 - producția și furnizarea de energie electrică și termică, grupa 353 - furnizare de abur și aer condiționat. Obiectul secundar de activitate constă în producerea și vânzarea energiei electrice, diviziunea CAEN 35, grupa 351 -producția, transportul și distribuția energiei electrice.

Experiența Thermoenergy Group în implementarea de proiecte de investiții a fost dobândită prin implicarea echipei de management și a specialiștilor din cadrul Biroului Investiții și Serviciului Tehnic în proiecte derulate de Municipalitatea Bacău cu finanțare locală, națională si europeană, ale căror obiective s-au adresat infrastructurii de producere, transport, distribuție și furnizare a energiei termice în sistem centralizat.

• > Aspecte privind Unitatea de Implementare a Proiectului

Structura organizatorică a UAT Municipiul Bacău a fost aprobată prin HCL nr. 284/30.08.2021 și include șase direcții care totalizează un număr de 573 posturi. în această structură se regăsește Serviciul de Implementare Proiecte, o structură specializată în implementarea proiectelor cu finanțare Europeană și națională, srviciu subordonat Directorului Tehnic.

Prin Dispoziția Primarului Municipiului Bacău este constituită Unitatea de Implementare a Proiectului, formată dintr-un manager de proiect, un secretar de proiect și responsabil promovare și publicitate, un responsabil tehnic, unul financiar, un expert achiziții publice și un expert juridic.

Deoarece la nivelul Primăriei Municipiului Bacău există deja o structură cu rol de UIP cu experiență în implementarea proiectelor cu finanțare europeană, aceasta poate asigura implementarea proiectului ” Centrală de cogenerare hibridă”, fără a fi necesară o modificare a organigramei. Responsabilitățile specifice derulării activităților implementării proiectului sunt alocate membrilor UMP prin fișele de post, fiind adecvate metodologiei de implementare a a proiectului.

Structura și componența membrilor operatorului în UIP va fi stabilită prin decizie a directorului general al Thermoenergy Group SA emisă înainte de semnarea contractului de finanțare și va asigura din partea operatorului, implementarea corespunzătoare a proiectului, având rolul de a sprijini și colabora cu echipa UIP constituită la nivelul Municipiului Bacău.

• 3.2.2 Capacitatea financiară

• > Analiza situației financiare a Municipiului Bacău

Analiza situației financiare a UAT Municipiul Bacău are în vedere evaluarea situației financiare și aprecierea modului în care sunt gestionate resursele publice ale Municipiului Bacău.

în evaluarea capacității financiare de a asigura participarea la cofinanțarea proiectului, precum și la finanțarea cheltuielilor neeligibile din cadrul proiectului, s-a luat în considerare analiza indicatorilor financiari și a evoluției estimate a veniturilor/cheltuielilor, conform analizei realizată pe baza situațiilor financiare ale Companiei.

în cadrul analizei sunt evaluate următoarele elemente:

• •    Flexibilitatea cheltuielilor publice - prin intermediul indicatorilor specifici care măsoară flexibilitatea municipalității în alocarea resurselor financiare pentru diverse destinații;

• •    Capacitatea de a investi și de contractare a datoriei - prin intermediul indicatorilor care evaluează măsura în care se acordă importanță cheltuielilor de capital și capacitatea municipalității de a atrage finanțare pe termen lung pentru finanțarea investițiilor.

Tabel 3-1 Date financiare extrase din execuția anuală a bugetelor de venituri și cheltuieli a Municipiului Bacău în perioada 2018-2020

Specificație	2018	2019	2020
Venituri totale, din care:	245.589.054	287.664.768	364.948.452
Venituri curente	242.765.631	290.706.672	347.352.698
Venituri din capital	463.640	625.591	455.550
Transferuri interguvernamentale	2.180.861	849.969	15.494.372
Sume nrimite de la I JF/alti donatori	178.922	14.517.4641	1.645.832
Cheltuieli totale	265.347.415	310.960.832	355.986.110
Cheltuieli curente	227.004.144	261.135.427	301.076.512
Cheltuieli personal	50.896.348	64.431.004	69.004.466
Cheltuieli cu subvenții, din care	21.149.380	4.000.000	43.232.425
Subvenție pentru acoperire diferențe de preț și tarif (energie termică și transporturi)	21.149.380	4.000.000	43.232.425
Alte subvenții	0	0	0

Din analiza datelor prezentate putem spune că:

• •    veniturile totale au crescut de la an la an, cu 17% în 2019 față de 2018 și cu 27% în 2020 față de 2019;

• •    veniturile din capital se mențin la o pondere redusă în totalul veniturilor și ca urmare au un impact redus în evoluția veniturilor municipalității;

• •    cheltuielile totale au înregistrat o dinamică ascendentă, situându-se peste nivelul veniturilor în 2018 și 2019; începând cu anul 2020, nivelul cheltuielilor se situează sub cel al veniturilor.

Rezultatele și concluziile analizei financiare a municipalității Bacău prin intermediul indicatorilor specifici relevanți sunt prezentate în tabelul următor:

Tabel 3-2 Indicatori specifici analizei situației financiare a Municipalității Bacău și concluzii

Capacitatea de a genera venituri	Valoare indicator			Explicație/lnterpretare
	2018	2019	2020
Rata         veniturilor curente în total venituri	98,9%	101,1%	95,2%	Capacitatea de a genera venituri a municipalității Bacău a fost evaluată prin compararea ponderii veniturilor curente cu cea a transferurilor intra- și inter-guvernamentale în total venituri. Se observă, din perioada studiată, că municipiul Bacău are o capacitate ridicată de a genera venituri, ponderea veniturilor curente (venituri care sunt în mare măsură sub control local) situându-se mult peste ponderea transferurilor. Rezultă implicit și un risc de credit scăzut pentru municipiu.
Rata transferurilor în venituri	0,9%	0,3%	4,2%
Flexibilitatea cheltuielilor publice	Valoare indicator			Explicație/lnterpretare
	2018	2019	2020
Ponderea serviciului datoriei	11,1%	10,8%	9,3%	în perioada analizată ponderea serviciului datoriei în totalul cheltuielilor municipiului este scăzută și înregistrează o dinamică descendentă. Aceste aspect evidențiază o situație favorabilă din punct de vedere financiar.
Ponderea      serviciului datoriei, salariilor și subvențiilor	38,3%	32,8%	40,8%	Cheltuielile cu finanțarea, plata salariilor și a subvențiilor reprezintă obligații importante și trebuie efectuate (acestea sunt cele mai rigide categorii de cheltuieli, întrucât municipalitatea nu le poate reduce în orice moment după propriile necesități). Din valorile calculate, rezultă o situație echilibrată care conferă credibilitate financiare municipalității Bacău.
Ponderea serviciului datoriei și cheltuielilor curente	96,7%	94,7%	93,8%	Pe termen scurt, cheltuielile curente sunt mai rigide decât cele privind cheltuieli de capital pentru investiții noi. în perioada analizată, ponderea serviciului datoriei și cheltuielilor curente în totalul cheltuielilor municipalității au o dinamică descendentă.
Capacitatea de investire	Valoare indicator			Exp li cație/l n te rp re ta re
	2018	2019	2020
Rata investițiilor în venituri	25,76%	18,11%	10,04%	Ca urmare a reducerii cheltuielilor cu investițiile în perioada analizată, capacitatea de investire a municipiului Bacău a crescut.

Cod document: 8972/2022-2-S0118696-J2

Revizie: 0

Pag. 29

în tabelele următoare este prezentat calculul gradului de îndatorare și analiza capacității municipiului Bacău de a contracta noi credite, atât pentru perioada 2018 - 2020, cât și valorile prognozate pentru perioada 2021 - 2033. Calculele au avut la bază prevederile Legii 273/2006 privind finanțele publice locale (actualizată) și ale Hotărârii Guvernului nr. 9/2007 privind constituirea, componența și funcționarea Comisiei de autorizare a împrumuturilor locale, cu modificările și completările ulterioare.

Tabel 3-3 Calculul gradului de îndatorare al Municipiului Bacău pentru perioada 2018-2020

Indicatori	Valoare indicator (LEI)
	2018	2019	2020
Venituri pro prii	193.092.605	229.548.087	259.638.342
Venituri din valorificarea unorbunuri	463.640	625.591	455.550
Venituri proprii - calcul serv, datoriei	192.628.965	228.922.496	259.182.792
Limita de îndatorare - 30% din venituri proprii	57.788.690	68.676.749	77.754.838
Serviciul anual al datoriei publice locale	29.561.248	33.446.564	32.997.327
Gradul de îndatorare (%)	15,3%	14,6%	12,7%
Există capacitate de a contracta noi credite	da	da	da

Tabel 3-4 Calculul gradului de îndatorare al Municipiului Bacău pentru perioada 2021-2033* (mii lei)

Indicatori	Execuție buget local 2018	Execuție buget local 2019	Execuție buget local 2020	Buget local estimat pentru anul
				2021	2022	2023	2024	2025
Venituri proprii	193.500,50	238.073,91	266.405,49	232.659,97	232.659,97	232.659,97	232.659,97	232.659,97
Limita de îndatorare -30% din veniturile proprii	58.050,15	71.422,17	79.921,65	69.797,99	69.797,99	69.797,99	69.797,99	69.797,99
Serviciul anual al datoriei publice locale	-	-	-	42.708,81	46.079,85	45.433,06	41.110,39	39.890,35
Gradul de îndatorare (%)	-	-	-	18,4%	19,8%	19,5%	17,7%	17,1%
Există capacitate de a contracta noi	-	-	-	da	da	da	da	da

Indicatori	Buget local estimat pentru anul
	2026	2027	2028	2029	2030	2031	2032	2033
Venituri proprii	232.659,97	232.659,97	232.659,97	232.659,97	232.659,97	232.659,97	232.659,97	232.659,97
Limita de îndatorare - 30% din veniturile proprii	69.797,99	69.797,99	69.797,99	69.797,99	69.797,99	69.797,99	69.797,99	69.797,99
Serviciul anual al datoriei publice	38.682,72	20.774,01	12.443,31	5.846,44	4.803,62	4.758,75	4.713,88	4.669,02
Gradulde îndatorare (%)	16,6%	8,9%	5,3%	2,5%	2,1%	2,0%	2,0%	2,0%
Există capacitate de a contracta noi	da	da	da	da	da	da	da	da

Notă: *2033 - Ultimul an de maturitate a creditelor în sold

Informațiile prezentate în tabelele anterioare confirmă faptul că Municipalitatea Bacău are capacitatea de a asigura atât cofinanțarea investiției aferente reabilitării sistemului de termoficare din municipiul Bacău, cât și acordarea de subvenții de preț pentru acoperirea diferenței de diferenței dintre prețul de producere, transport, distribuție și furnizare a energiei termice livrate populației și prețul local al energiei termice, potrivit art. 3, alin. (2) din OG nr. 36/2006.

Bugetul UAT Bacău este aprobat anual prin hotărâre a Consiliului Local. Aceta cuprinde inclusiv sursele de finanțare/cofinanțare aferente investițiilor publice în derulare / viitoare la nivelul UAT.

• > Analiza situației financiare a operatorului SACET Thermoenergy Group SA Bacău

începând cu anul 2018, Thermoenergy Group SA se află pe un trend ascendent susținut în ceea ce privește evoluția cifrei de afaceri. Cifra de afaceri a înregistrat în 2021 o creștere cu 70% față de valoarea înregistrată în 2020, în timp ce profitul net este de 4.467.371 lei. Evoluția elementelor principale ale contului de profit și pierdere este prezentată în graficul de mai jos:

Figura 3-1 Elemente ale contului de profit și pierdere 2018-2021

Din analiza datelor prezentate în graficul de mai sus, se observă că: veniturile totale au crescut de la an la an, înregistrându-se o creștere de 78% în 2021 comparativ cu anul 2020; cheltuielile totale au înregistrat o dinamică ascendentă, situându-se peste nivelul veniturilor în perioada 2018 - 2020; începând cu anul 2021, nivelul cheltuielilor se situează sub cel al veniturilor, ceea ce conduce la obținerea unui profit de 4.467.371 lei.

în ceea ce privește rata de solvabilitate (active totale/datorii totale), aceasta se situează la un nivel superior mediei pe sectorul de activitate, înregistrând o creștere semnificativă în anul 2021.

Figure 3-1 Solvabilitatea 2018-2021

• 3.2.3 Capacitatea juridică

Conform prevederilor pct. 4 din Anexa nr. 4 la OUG 57 din 03 Iulie 2019 privind Codul Administrativ, cu modificările și completările ulterioare, rețelele de alimentare cu apă, canalizare, termoficare, stațiile de tratare și epurare a apelor uzate, cu instalațiile, construcțiile și terenurile aferente fac parte din domeniul public al comunelor, orașelor și municipiilor pe teritoriul cărora sunt amplasate.

Domeniul public al Municipiului Bacău, care include și bunurile aferente infrastructurii de termoficare a Municipiului Bacău, este atestat prin Hotărârea Guvernului nr. 1347/2001 privind atestarea domeniului public al județului Bacău, precum și al municipiilor, orașelor și comunelor din județul Bacău, cu modificările și completările ulterioare (inventarul bunurilor care aparțin domeniului public al Municipiului Bacău constituie Anexa nr. 2 la Hotărârea Guvernului nr. 1347/2001). Consiliul Local și-a însușit inventarul bunurilor care alcătuiesc domeniul public al Municipiului Bacău prin Hotărârea nr. 22/31.01.2018, modificată și completată ulterior prin alte acte normative pentru actualizarea și evidențierea corectă a situației juridice a bunurilor proprietate publică.

în calitate de proprietar al infrastructurii de termoficare, Municipiul Bacău a concesionat către Societatea Thermoenergy Group SA Bacău gestiunea bunurilor aferente serviciului public de producere, transport, distribuție și furnizare a energiei termice produse în sistem centralizat și de producere a energiei electrice, prin preluarea in exploatare a bunurilor din patrimoniul Municipiului Bacău, respectiv a capacităților energetice de producere a energiei electrice si termice a Sistemului de Alimentare Centralizată cu Energie Termică (SACET) în baza Contractului de delegare prin concesiune nr. 69695/1088/15.11.2018. Aceste bunuri includ:

• -    sursa de producere a energiei termice: CET Bacău I - Chimiei; CET Bacău II - Letea

• -    rețelele primare de transport a energiei termice,

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

• -    rețelele secundare de distribuție a energiei termice;

  Cod document: 8972/2022-2-S0118696-J2

  Revizie: 0

  Pag. 32

• -  punctele și modulele termice;

• -    centralele termice de cvartal.

Obiectul contractului de concesiune constă în dreptul exclusiv acordat societății Thermoenergy Group S.A. și obligația corelativă a acestei societăți de a furniza serviciul public de alimentare cu energie termică în sistem centralizat (producerea, transportul, distribuția și furnizarea energiei termice) în Municipiul Bacău, inclusiv dreptul și obligația de a administra și de a exploata infrastructura tehnico-edilitară aferentă Serviciului, în aria administrativ- teritorială a Municipiului Bacău.

Principalele date de identificare (sursa: Date furnizate de Societatea Thermoenergy Group SA) ale Operatorului, conform Actului constitutiv al Societății Thermoenergy Group SA Bacău sunt:

Thermoenergy Group SA Bacău este o persoană juridică română de drept privat, administrată potrivit sistemului unitar, de către un Consiliu de administrație, alcătuit din șapte membri, desemnați cu respectarea prevederilor OUG nr. 109 din 30 Noiembrie 2011 privind guvernanța corporativă a întreprinderilor publice, cu modificările și completările ulterioare. Administratorii sunt desemnați pe o perioadă de 4 ani și pot fi revocați oricând de către Adunarea Generală a Acționarilor.

Adunarea Generală a Acționarilor este organul de conducere al societății care decide asupra activității acesteia și stabilește politica ei economică și comercială. Municipiul Bacău, în calitatea sa

de acționar unic, exercită toate drepturile și Obligațiile Adunării Generale a Acționarilor prin persoane împuternicite, desemnate conform legii. Municipiul Bacău este reprezentat în Adunarea Generală a Acționarilor la Societatea Thermoenergy Group S.A. Bacău de către două persoane, una numită de către Consiliul Local în conformitate cu dispozițiile art.129 alin.(3) lit. d din OUG nr.57/2019, cealaltă persoană fiind Primarul Municipiului Bacău, reprezentant de drept, potrivit art.132 din OUG nr.57/2019.

Conducerea executivă a Thermoenergy Group SA Bacău este asigurată de Directorul General numit dintre administratorii societății si directorii executivi. Președintele Consiliului de Administrație 5 J                                                                                                       5                                                                                                                                              ⁵

al societății nu poate fi numit Director General.

• 4 REZULTATELE STUDIULUI DE FEZABILITATE

• 4.1    Analiza cererii curente si viitoare

Prin adoptarea Pactului Verde European, UE s-a angajat să atingă neutralitatea climatică până în 2050. Realizarea acestui obiectiv va necesita o transformare a societății și a economiei Europei, care va trebui să fie eficientă din punctul de vedere al costurilor, justă și echilibrată din punct de vedere social. Pactul Verde European propune, de asemenea, un nou obiectiv al UE de reducere netă a emisiilor până în 2030 cu cel puțin 55% comparativ cu 1990, iar un rol important în atingerea acestui obiectiv va fi jucat de eficiența energetică.

în prezent, energia termică necesară la nivelul SACET Bacău (circa 88 MWt la vârful de sarcină) este produsă de CET Bacău I (1 grup de cogenerare cu turbină cu gaze cu cazan recuperator-ITG3, cu putere electrică de 14 MWe și putere termică de 22 MWt și 1 grup de cogenerare cu ciclul combinat gaze - abur - CCGT, cu putere termică de 14 MWt și putere electrică de 10,95 MWe) și CET Bacău II (1 cazan de apă fierbinte -CAF, de 116 MWt cu funcționare pe gaze naturale - reabilitat în anul 2014, care din anul 2022 va avea puterea termică redusă la 48 MWt) utilizând drept combustibil de bază gaze naturale.

în figurile următoare se prezintă curba clasată a sarcinii termice la nivel SACET Bacău pentru ultimii ani de funcționare.

Cod document: 8972/2022-2-S0118696-J2

Revizie: 0

Pag. 35

T- Sarcina termică surse de vârf (MWt)

Cantitatea de energie termică produsă/livrată în CET Bacău pentru încălzire și prepararea apei calde de consum și modul de asigurare, în ultimii ani de fucționare, se prezintă în tabelul de mai jos.

Tabel 4-1 Energia termică produsă/livrată la limita CET Bacău

Specificație	U.M.	Anul 2019	Anul 2020	Anul 2021
Energie termică produsă	MWh/an	245.419	213.587	219.283
Energie termică livrată pentru incălzire și preparare apă caldă de consum	MWh/an	225.404	201.357	206.511
Participația CAF la producerea energiei termice pentru încălzire și apă caldă de consum din CAF	%	45	34	49

Față de situația prezentată, prin prezentul proiect se propune realizarea unei centrale de cogenerare de înaltă eficiență cu motoare termice cu funcționare pe gaze, flexibilă și pregătită să funcționeze cu amestec de gaze naturale și gaze regenerabile, inclusiv hidrogen verde, oferind posibilitatea să atingă pe durata de viață economică pragul de maxim 250 g CO₂eq/kWh.

Centrala de cogenerare nou propusă va funcționa în cadrul curbei de sarcină termică a SACET Bacău, asigurând o sarcină de circa 25,5 MWt pe perioada de iarnă.

Astfel, centrala nou propusă va prelua o parte din energia termică produsă în prezent separat, din cazanul de apă fierbinte din CET Bacău II care funcționează cu eficiență redusă și emisii mai mari de CO2.

Proiectul de investiții are ca scop instalarea a 4 motoare termice cu funcționare pe gaze naturale cu o putere totală instalată de 30,06 MWe, respectiv 25,89 MWt pentru asigurarea unei părți a necesarului de energie termică la nivelul municipiului Bacău și înlocuirea parțială a CAF-ului în scopul creșterii eficienței energetice și a siguranței în funcționare a SACET Bacău și reducerea emisiilor de CO₂.

• 4.2    Analiza de opțiuni

în vederea atingerii obiectivelor proiectului au fost identificate următoarele soluții posibile:

• • Soluția 1: montarea a 3 motoare termice cu funcționare pe gaze natural, cu următoarele performanțe energetice:

• -    Putere electrică instalată pe o unitate: 9,38 MWe;

• -    Puterea termică pe o unitate: 7,97 MWt, respectiv 6,86 Gcal/h;

• -    Randament electric: 47,9%;

• -    Randament termic: 40,7%;

• -    Randament global: 88,6%.

• •    Soluția 2: montarea a 4 motoare termice cu funcționare pe gaze natural, cu următoarele performanțe energetice:

• -    Putere electrică instalată pe o unitate: 7,52 MWe

• -    Puterea termică pe o unitate: 6,50 MWth, respectiv 5,59 Gcal/h

• -    Randament electric: 47,8%

• -    Randament termic: 41,3%

• -    Randament global: 89,1%

în ambele soluții, noul obiectiv de investiții va fi conectat la SACET pentru furnizarea energiei termice, cu injecția în SEN a energiei electrice produse.

Soluțiile menționate mai sus au fost comparate pe baza performanțelor economico-financiare generate pe perioada de operare și evaluate în cadrul analizei financiară a investiției elaborată pentru fiecare soluție în parte.

în tabelul următor sunt prezentate comparativ principalele elemente tehnice, financiare și economice pentru cele două soluții analizate:

Tabel 4-2 Principalele elemente tehnice, financiare și economice în soluțiile analizate

Date tehnice	UM	Soluția 1	Soluția 2
Elemente tehnice
Energie electrică produsă	MWh/an	84.420	91.683
Energie electrică pt servicii interne	MWh/an	4.405	4.802
Energie electrică livrată	MWh/an	80.015	86.881
Energie termică livrată	MWh/an	70.325	77.654
Consum combustibil	MWh/an	176.242	191.805
Emisii anuale de CO2	tCO2/an	35.594	38.737
Emisii specifice de CO2	gCO2/kWhech	230	229
Eficiența globală a unității de cogenerare	%	87,8	88,3
Elemente financiare
Total investiție excluisv TVA	lei	178.313.750,00	188.691.520,00
VNAF/C	lei	-160.836.211,10	-167.965.337,04
RIRF/C	%	-17,87	-15,42
VNAE	lei	656.861.625,11	705.577.377,60
RIRE	%	11,14	11,22
B/C-E	-	1,352	1,354

în baza elementelor tehnice, economice și financiare prezentate în tabelul de mai sus și a celorlalte elemente specifice prezentate pentru fiecare soluție analizată, se poate afirma că realizarea investiției în soluția tehnică propusă în Soluția 2 este cea mai avantajoasă, din următoarele motive:

• Din punct de vedere tehnic, Soluția 2 prezintă o eficiență globală mai bună decât Soluția 1, ceea ce conduce la consum de energie primară mai mic pe unitatea de energie finală și, implicit, la emisii specifice de CO₂ mai mici decât în Soluția 1.

• •    Emisiile specifice de CO₂ în Soluția 2 sunt mai mici decât în Soluția 1 și se încadrează sub valoarea de 250 g CO₂/kWhech considerată ca valoare maxim acceptabilă pentru un proiect de cogenerare pentru a fi eligibil la finațare nerambursabilă.

• •    Din punct de vedere financiar, RIRF/C este mai puțin defavorabil în Soluția 2 decât în Soluția 1.

J

• •    Din punct de vedere al analizei economice, Soluția 2 înregistrează indicatori economici mai buni comparativ cu Soluția 1

Soluția optimă a fost determinată pe baza valorii maxime a indicatorilor de performanță financiară și economică.

• 4.3 Concluzii ale studiului de fezabilitate

în baza elementelor comparative prezentate în capitolul 4.2, se concluzionează că: Soluția 2 -realizarea unei instalații de cogenerare cu 4 motoare termice de câte 7,52 MWe și 6,37 MWt este soluția optimă pentru asigurarea energiei termice necesare pentru acoperirea bazei curbei de sarcină termică aferetă consumatorilor racordați la SACET Bacău și înlocuirea parțială a producerii separate a energiei termice din cazanul de apă fierbinte (CAF) existent.

Astfel, se propune realizarea unei instalații de cogenerare cu 4 motoare termice cu funcționare pe gaze naturale, fiecare de câte 7,52 MWe și 6,37 MWt.

• 4.3.1    Prezentarea soluției tehnice optime

Soluția tehnică este prezentată sintetic în tabelul următor:

Tabel 4-3 Soluția tehnică de echipare

Specificație	U.M.	Valoare
Putere electrică instalată în cogenerare de înaltă eficiență	MWe	30,06
Capacititate termică instalată în cogenerare de înaltă eficiență	MWt	25,98
Eficiența electrică	%	47,8
Eficiența termică	%	40,5
Eficiența globală la funcționarea în cogenerare	%	88,3
Economii de energie primară calculate conform formulei din GS în funcție de cantitatea de energie electrică generată anual	MWh/an	128.356,20
Reducerea de emisii de CO2, calculată conform formulei din GS în funcție de cantitatea de energie electrică generată anual	t CO2/an	25.922,82

Motoarele vor utiliza gaze naturale, fiind pregătite pentru utilizarea de amestec cu gazele regenerabile/ cu emisii reduse de carbon, inclusiv hidrogen verde.

• 4.3.2    Costurile estimate pentru realizarea obiectivului de investiții în concordanță cu devizul general

Valoarea totală de investiție din care construcții - montaj, stabilită în conformitate cu prevederile HG nr. 907/2016 privind etapele de elaborare și conținutul-cadru al documentațiilor tehnico-economice aferente obiectivelor/proiectelor de investiții finanțate din fonduri publice, în prețuri valabile la 31.10.2022 (1 EURO = 4,9141 lei), este prezentată în tabelul următor:

Tabel 4-4 Valoarea totală de investiție conform devizului general

Specificație	Valoare fără TVA	TVA	Valoare cu TVA
	lei	lei	lei
Total investiție	188.691.520,00	35.577.859,48	224.269.379,48
din care
C+M	71.579.355,00	13.600.077,45	85.179.432,45

• 4.3.3    Graficul de implementare a proiectului

Eșalonarea fizică a lucrărilor necesare realizării investiției este prezentată în tabelul următor:

• •    economii de energie primară calculate conform prevederilor GS în funcție de cantitatea de energie electrică generată de circa 128.356,20 MWh/an

• •    reduceri de emisii de CO2, calculate conform prevederilor GS în funcție de cantitatea de energie electrică generată de circa 25.922,82 t CO₂eq/an.

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118696-J2

  Revizie: 0

  Pag. 42

  
  

• 5 ANALIZA FINANCIARĂ

Analiza cost-beneficiu pentru proiectul "Centrală de cogenerare hibridă” în CET Bacău a fost elaborată luând în considerare recomandările și instrucțiunile din următoarele documente:

• •    “Ghid pentru realizarea Analizei Cost-Beneficiu a proiectelor de investiții. Instrument de evaluare economică pentru Politica de Coeziune 2014+2020”, emis de către Comisia Europeană în Decembrie 2014 - denumit în continuare Ghidul UE ACB (2014)

• •    Ghidul "Economic Appraisal Vademecum 2021-2027 - General principles and Sector applications”, emis de către Comisia Europeană și aplicabil inclusiv pentru proiectele finanțate prin mecanismul de redresare și reziliență - denumit în continuare Vademecum UE (2021)

• •    Ghidul specific pentru Sprijinirea investițiilor în cogenerarea de înaltă eficiență în sectorul încălzirii centralizate - PNRR - Pilonul I. Tranziția verde - Componenta CQ. Energie, Măsura de investiții 1.3- Dezvoltarea de capacități de producție pe gaze, flexibile și de înaltă eficiență, pentru cogenerarea de energie electrică și termică (CHP) în sectorul încălzirii centralizate, în vederea atingerii unei decarbonizări profunde.

• •    COMUNICAREA COMISIEI Orientările din 2022 privind ajutoarele de stat pentru climă, protecția mediului și energie (2022/C 80/01)

• 5.1.1    Metodologie analiză financiară

Analiza se realizează din punctul de vedere al beneficiarului (proprietarul) proiectului, având ca principal obiectiv determinarea separată a rentabilității investiției și a rentabilității capitalului propriu investit, prin calculul indicatorilor specifici de performanță financiară.

Analiza este elaborată pe conturul obiectivului de investiții, ținând cont de principiul incremental, prin compararea a două scenarii: scenariul cu proiect și scenariul contrafactual.

Metodologia utilizată în dezvoltarea analizei financiare este cea a „fluxului net de numerar actualizat”, pe baza următoarelor premise:

• •    vor fi luate în considerare numai fluxurile de numerar, fiecare flux fiind înregistrat în anul în care este generat; fluxurile nemonetare, cum ar fi amortizarea și provizioanele, nu vor fi incluse în analiză;

• •    agregarea fluxurilor generate pe parcursul perioadei de referință, necesită utilizarea unei rate de actualizare potrivită pentru a calcula valoarea netă actualizată a proiectului;

• •    determinarea fluxurilor proiectului va fi efectuată utilizând metoda incrementală care compară scenariul „cu proiect” cu scenariul „contrafactual”.

Analiza financiară cuprinde următoarele etape:

> Evaluarea profitabilității investiției, prin:

• •    Determinarea Fluxului Financiar al Investiției pe perioada de analiză

Fluxul Financiar al Investiției arată soliditatea proiectului de investiții, respectiv capacitatea veniturilor nete de a acoperi costurile de investiții, indiferent de modalitatea în care acestea sunt finanțate.

Astfel, în cadrul analizei financiare a investiției, se consideră că investiția se realizează exclusiv din surse proprii. Nu sunt luate în considerare sursele atrase și nici obligațiile financiare.

• •    Calcularea următorilor indicatori de performanță financiară a investiției:

o Valoarea Financiară Netă Actualizată a Investiției (VNAF/C): care exprimă excedentul cumulat actualizat al fluxului financiar pe durata de analiză și arată capacitatea veniturilor nete de a susține costurile investiționale, indiferent de modul în care acestea sunt finanțate;

o Rata Internă de Rentabilitate aferentă Investiției (RIRF/C): exprimă acel nivel al ratei dobânzii pentru care veniturile actualizate sunt egale cu cheltuielile actualizate si care face ca valoarea venitului net actualizat sa fie egală cu zero. Rata internă de rentabilitate aferentă investiției este pragul minim de rentabilitate a unui proiect, sub nivelul căruia acesta nu este eficient

Proiectul este considerat rentabil pentru VNAF/C pozitiv, RIRF/C mai mare decât rata de actualizare luată în calcul.

Având în vedere faptul că proiectul intră sub incidența regulilor ajutorului de stat, stabilirea necesității apelării la cofinanțare printr-un instrument de susținere financiară nerambursabilă se face prin compararea indicatorilor de performanță financiară a investiției cu limita de rentabilitate considerată acceptabilă de către investitori în domeniul/sectorul în care se implementează proiectul. Astfel, se consideră necesară și justificată o intervenție de tip nerambursabil dacă VNAF/C<0 și RIRF/C<rata de actualizare luată în calcul.

• >    Evaluarea profitabilității capitalului propriu investit de proprietar în proiect, prin:

• •    Determinarea Fluxului Financiar al capitalului propriu pe perioada de analiză

Fluxul financiar al capitalului propriu arată investitorului gradul de profitabilitate pe care îl implică investiția sa și îi oferă o imagine asupra oportunității investiției în prezentul proiect față de o altă utilizare a fondurilor sale proprii. Totodată, acesta arată capacitatea veniturilor nete proprii de a susține costurile investiției, luând în considerare toate sursele de finanțare a proiectului și obligațiile financiare ale beneficiarului.

• •    Calcularea următorilor indicatori de performanță financiară ai capitalului propriu investit în proiect:

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118696-J2

  Revizie: 0

  Pag. 44

  
  

o Valoarea Financiară Netă Actualizată aferentă Capitalului Propriu (VNAF/K): exprimă excedentul cumulat actualizat al fluxului financiar pe durata de analiză și arată capacitatea veniturilor nete de a susține recuperarea capitalului propriu investit în proiect

o Rata Internă de Rentabilitate aferentă Capitalului Propriu (RIRF/K): măsoară capacitatea proiectului de a asigura o rentabilitate adecvată a capitalului propriu investit

o Raportul beneficii/cost (B/C), exprimă măsura în care costurile totale actualizate pot fi acoperite din veniturile totale actualizate

Proiectul este considerat rentabil pentru VNAF/K pozitiv, RIRF/K mai mare decât rata de actualizare luată în calcul, raportul B/C supraunitar.

> Evaluarea sustenabilității financiare a proiectului, prin:

• •    Verificarea fluxului de numerar net cumulat (neactualizat) care trebuie să fie pozitiv (sau egal cu 0) în fiecare an al perioadei de referință.

• 5.1.2    Definirea scenariilor

Analiza cost-beneficiu folosește metoda incrementală, proiectul fiind evaluat pe baza diferențelor costurilor și beneficiilor dintre scenariul „cu proiect” și un scenariu alternativ „contrafactual”:

• •    Scenariul contrafactual: este scenariul în care se consideră că beneficiarul nu realizează investiția, energia termică fiind asigurată în continuare din instalațiile existente în CET Bacău.

în conformitate cu Art. 52 al Comunicării COM: Orientările din 2022 privind ajutoarele de stat pentru climă, protecția mediului și energie (2022/C 80/01), ”un scenariu contrafactual poate consta în faptul că beneficiarul nu realizează o activitate sau o investiție sau își continuă activitatea fără modificări. în cazul în care dovezile susțin că acesta este cel mai probabil scenariu contrafactual, costul suplimentar net poate fi aproximat prin valoare actualizată netă negativă a proiectului în scenariul factual în absența ajutorului pe durata proiectului (deci, presupunând implicit că VNA a scenariului contrafactual este zero)”.

Scenariul contrafactual a fost stabilit în conformitate cu prevederile Ghidului Solicitantului -PNRR - Pilonul I, Măsura de investiții 1.3, Ghidului UE ACB (2014) și Vademecum UE (2021) și ale Comunicării Comisiei (2022/C 80/01) luând în considerare faptul că, în absența posibilității obținerii de fonduri nerambursabile, beneficiarul/solicitantul nu ar realiza o investiție într-o capacitate nouă, energia termică aferentă fiind în continuare produsă în instalațiile existente în CET Bacău, instalații neconforme cu normele actuale de mediu. în aceste condiții, VNA pentru scenariul contrafactual este considerat 0 (cf. art. 52 prezentat mai sus).

Cod document: 8972/2022-2-S0118696-J2

Revizie: 0

Pag. 45

• •    Scenariul cu proiect: realizarea unei capacități noi de producere a energiei electrice și termice în cogenerare de înaltă eficiență în sectorul încălzirii centralizate prin instalarea a 4 motoare termice cu funcționare pe gaze naturale cu o putere electrică instalată de 30,06 MWe, respectiv 25,98 MWth.

• 5.1.3    Costuri investitionale 3

Costurile investiționale aferente celor două scenarii și durata totală a lucrărilor de investiții, sunt prezentate în tabelul următor:

Tabel 5-1 Costuri investiționale și durata de implementare

Specificație	U.M.	Scenariul contrafactual	Scenariul cu proiect
Total investiție (exclusiv TVA)	lei	0	188.691.520,00
Durată de realizare de la semnarea contractului de finanțare	luni	0	24

Conform celor menționate în capitolul 5.1.2, în Scenariul contrafactual se consideră că beneficiarul nu va realiza noua investiție, nefiind necesare costuri investiționale suplimentare.

în Scenariul cu proiect, investiția se va realiza în 24 luni de la data semnării contractului de finanțare, eșalonarea acesteia fiind în concordanță cu graficul orientativ de realizare a investiției.

• 5.1.4    Premise de elaborare a analizei financiare

  • 5.1.4.1    Premise tehnice

Analiza financiară a fost realizată pe baza următoarelor premise tehnice:

• •    Datele tehnice estimate a se obține după realizarea lucrărilor de investiții sunt prezentate în tabelul următor:

Tabel 5-2: Date tehnice în soluțiile analizate

Specificație	U.M.	Scenariul ”cu proiect”
Energie electrică produsă	MWh/an	91.683
Energia electrică livrată	MWh/an	86.881
Energie termică livrată	MWh/an	77.654
Consum anual de combustibil	MWh/an	191.805
Emisii anuale de CO2	tCO2/an	38.775

• •    Corespunzător numărului de emisii de CO2 generate, numărul de certificate necesar a fi achiziționate este: 1 certificat = 1 tonă emisii de CO2.

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118696-J2

  Revizie: 0

  Pag. 46

  
  

• 5.1.4.2    Premise economice

Analiza financiară va fi realizată pe baza următoarelor premise economice:

• •    Analiza financiară va fi elaborată incremental pe conturul obiectivului de investiții, din perspectiva proprietarului obiectivului de investiții

• •    Unitatea monetară a analizei financiare: lei

o Rata de schimb lei/euro a fost considerată la valoarea de 4,9141 lei/euro valabil la data de 31.10.2022.

• •    Perioada de referință¹⁾ este de 25 de ani pentru ambele scenarii, din care:

o 2 ani perioadă de realizare a investițiilor

o 23 ani perioada de operare comercială

NOTĂ:

¹) Perioada de referință a fost stabilită în conformitate cu prevederile Ghidului specific 1.3

• •    Rata financiară de actualizare este de 11,3% în termeni reali, fiind considerată ca rată a eficienței marginale sau ca limită minimă a eficienței pentru acest tip de investiții acceptat de un investitor, corelat cu costul mediu ponderat al capitalul (CMPC). Modul de calcul al CMPC este prezentat în tabelul de mai jos:

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

  Tabel 5-3 Calcul CMPC

  Specificație	Valoare	Observații
  Randament titluri de stat	6,53%	Sursa: BNR, buletin lunar martie 2022 (p.68) https://www.bnr.ro/Publicatii-periodice-204-Mobile.aspx
  Risk-free rate	0,90%	Sursa: http://www.waccexpert.com/
  Rata de credit a obligațiunilor de stat (risc de țară)	2,18%	Sursa: http://pages.stern.nyu.edu/~adamodar/New_ Home_Page/datafile/ctryprem.html
  Cost preliminar al Capitalului	7,81%
  Prima de risc pentru acțiuni (eqity market risc)	6,42%	Sursa: practică piață http://pages.stern.nyu.edu/~adamodar/New_ Home_Page/datafile/ctryprem.html
  Beta	1,37	Sursa: http://www.waccexpert.com/
  Primă de mărime	3,58%	Sursa: Morningstar https ://corpo rate, morningstar.com/ib/documents/ PublishedResearch/AppIySizePrem iumMetrics.pdf
  Cost estimat total al Capitalului	20,19%
  Rata dobânzii pentru împrumuturi pe termen lung	4,12%	Sursa: BNR, buletin lunar martie 2022 (p53) https://www. bnr.ro/Publicatii- periodice-204-Mobile.aspx

  
  
  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118696-J2

  Revizie: 0

  Pag. 47

  
  
  
  
  
  

  Specificație	Valoare	Observații
  Alte costuri de administrare credite	1,00%	Sursa: Informații bancare din piață
  Costul împrumutului (înainte de impozit)	5,12%
  Impozit	16%	Sursa:Codul fiscal, aprilie 2021
  Costul împrumutului (după impozit)	4,30%
  Parte finanțare sector public -capital propriu	44%	Procentele selectate reprezintă valoarea mediană a raportului datorie/capital propriu la nivelul companiilor care activează în același sector în România
  Parte finanțare sector public -împrumut bancar	56%
  Cost mediu ponderat al capitalului (nominal, după impozit)	11,3%

  
  

Valoarea CMPC luată în considerare în analiză este în concordanță cu cea menționată în Decizia C(2022) 7053 a COM referitoare la aprobarea Schemei de ajutor de stat pentru sprijinirea dezvoltării de capacități de producție pe gaz, flexibile, pentru producerea de energie electrică și termică în cogenerare de înaltă eficiență (CHP) în sectorul încălzirii centralizate.

• •    în cadrul analizei financiare a investiției, se consideră că finanțarea valorii de investiție este asigurată din surse proprii.

• •    în cadrul analizei financiare a capitalului, se consideră că finanțarea valorii de investiție este asigurată combinat din surse nerambursabile și surse proprii

• •    Pentru elaborarea analizei financiare, sunt utilizate prețuri la valoare contabilă (nu conțin TVA sau alte taxe)

• •    Proiecțiile financiare sunt realizate în prețuri constante (reale) nefiind luat în considerare impactul inflației. Pentru datele cheie de intrare sunt luate în considerare evoluții prognozate ale prețurilor relative, determinate de mecanismele de piață.

• 5.1.4.3    Evoluția prezumată a prețului mediu de achiziționare a certificatelor de emisii CO₂

în cadrul documentației de față, prețul mediu anual al certificatelor de emisii de CO2 are o evoluție crescătoare, pornind de la valoarea de 373,7 lei/tCO2 (76,90 Euro/tCO2). Această valoare este calculată ca medie a prețurilor de închidere (auction price) la toate sesiunile de licitație derulate pe platforma comună EEX în intervalul 1.09.2021-31.08.2022, conform „Emission spot primary market auction report 2021” și „Emission spot primary market auction report 2022”.

Pe perioada 2023 - 2035 se consideră o creștere liniară anuală de 2 euro/t CO₂. După 2035 valoarea certificatelor de emisii CO2 se consideră constantă.

Cod document: 8972/2022-2-S0118696-J2

Revizie: 0

Pag. 48

Evoluția prețului mediu anual al certificatelor de emisii de CO₂ a fost determinată în funcție de valorile estimate în cadrul documentului COM ”Commission Staff Working Document - Impact Assessment Report” - versiunea 2021, pentru prețul certificatelor de emisii de CO₂în anul 2030 în scenariul adaptat măsurilor privind noul pachet de politici climatice ”Fit for 55”. Această premisă este în concordanță cu evoluția minimă a prețului mediu anual al certificatelor de emisii de CO₂ prevăzută în cadrul documentelor „Guide to cost benefit analysis of investment project - economic appraisal for cohesion policy 2014 - 2020” și "Economic Appraisal Vademecum 2021-2027” adoptate la nivelul COM și recomandate pentru fundamentarea proiectelor de investiții în infrastructură.

Grafic, evoluția prețului de achiziționare a certificatelor de emisii CO₂ este prezentată în figura următoare.

• 5.1.5    Evoluția prezumată a prețului energiei electrice

în cadrul documentației de față, prețul mediu anual la energia electrică livrată pe piața angro variază în intervalul 2023-2035, fiind menținut apoi la o valoare constantă până la sfârșitul duratei de analiză.

Evoluția prețului la energia electrică livrată a fost stabilită în concordanță cu următoarele elemente:

• •    S-a luat în considerare un preț inițial de 253,08 euro/MWh (1.230,09 lei/MWh) pentru anul 2022, conform mediei pe ultimele 12 luni a prețurilor pe PZU și PCCB.

• •    Pe perioada 2023-2035, prețul energie electrice a fost escaladat cu influența prețului la gaze naturale și certificate de emisii CO2, considerând că un randament de producere a energiei electrice de 50%.

Evoluția prețului la energia electrică este prezentată în figura următoare.

• 5.1.6    Evoluția prezumată a prețului gazelor naturale

în cadrul documentației de față, prețul mediu anual al combustibilului are o evoluție fluctuantă în intervalul 2022-2035, fiind menținut apoi la o valoare constantă până la sfârșitul duratei de analiză.

Evoluția prețului gazelor naturale a fost stabilită în concordanță cu următoarele elemente:

• •    S-a luat în considerare un preț inițial de 116 euro/MWh (563,82 lei/MWh) la Pci la nivelul anului 2022, conform proiecției Băncii Mondiale din aprilie 2022

• •    Pentru perioada 2023-2035 au fost utilizați indici anuali de variație a prețului, în termeni reali, în conformitate cu proiecțiile pe termen mediu privind evoluția prețului gazelor naturale la nivel european prezentate în rapoartele “Commodity Markets Outlook - October 2021” și “Commodity Markets Outlook-April 2022” emise de Banca Mondială.

Evoluția prețului mediu al gazelor naturale (fără TVA) pe toată perioada de analiză, este prezentată în graficul următor.

• 5.1.7    Evoluția prezumată a prețului la energia termică livrată (la limita centralei)

Evoluția prețului la energia termică livrată a fost stabilită în concordanță cu următoarele elemente:

• • S-a pornit de la prețul aprobat pentru producerea energiei termice în CET Bacău cu funcționare pe gaze naturale, de 388,2 lei/Gcal, respectiv 333,79 lei/MWh conform HCL 349/26.11.2021.

o Prețul aprobat pentru CET Bacău, a fost diminuat în perioada 2023 - 2035 față de prețul aferent anului 2022 astfel încât acesta să acopere costurile de operare specifice producerii energiei termice din gaze naturale pe întreaga perioadă de operare a noii investiții, după care este considerat constant până la sfârșitul perioadei de analiză.

Evoluția prețului la energia termică livrată este prezentată în graficul următor:

• 5.1.8    Costuri anuale de exploatare

Cheltuielile anuale de exploatare în Scenariul cu proiect sunt structurate după cum urmează:

• •    Cheltuieli variabile, din care

o Cheltuieli cu combustibilul

o Cheltuieli cu achiziția certificatelor de emisii CO₂

o Alte cheltuieli variabile

o Cheltuieli de operare și mentenanța

• •    Cheltuieli fixe, din care:

o Cheltuieli cu personalul

o Alte cheltuieli fixe

Cheltuielile cu combustibilul (gaze naturale) au fost determinate pe baza consumului anual de combustibil estimat și a prețului combustibilului prezentat în cadrul capitolului anterior

Cod document: 8972/2022-2-S0118696-J2

Revizie: 0

Pag. 51

Cheltuielile cu achiziția certificatelor de emisii CO₂ au fost determinate pe baza cantităților anuale de emisii generate în cadrul procesului de ardere a combustibilului și emise în atmosferă și a prețurilor de achiziție prezentate în cadrul capitolului anterior.

Alte cheltuieli variabile au fost determinate pe baza cantității de energie echivalentă produsă și a unui indice specific utilizat pentru profile similare.

Cheltuielile cu reparațiile și mentenanța au fost determinate pe baza unor oferte indicative, prin raportare la cantitatea de energie produsă.

Alte cheltuieli fixe au fost determinate pe baza unui indice specific utilizat pentru instalații similare, aplicat la valoarea investiției noi.

Cheltuielile cu personalul au fost determinate pe baza numărului de salariați necesari pentru exploatarea echipamentelor și instalațiilor în fiecare soluție și a salariului mediu anual.

Evoluția cheltuielilor anuale este prezentată detaliat în Anexa A.

• 5.1.9    Venituri anuale din exploatare

Veniturile anuale obținute din exploatarea obiectivului de investiții, sunt structurate după cum urmează:

• •    Venituri din vânzarea energiei electrice

• •    Venituri din vânzarea energiei termice

Veniturile din vânzarea energiei electrice sunt determinate pe baza cantităților anuale de energie electrică livrată și a prețurilor de vânzare, prezentate în capitolul 5.1.5.

Veniturile din vânzarea energiei termice sunt determinate pe baza cantității anuale de energie termică livrată la limita centralei pentru consumatorii finali și a prețurilor de vânzare a acesteia, stabilite conform capitolului 5.1.7

• 5.1.10    Fluxul financiar incremental al investiției

Având în vedere cele menționate la capitolul 5.1.2 privind scenariul contrafactual considerat, practic pentru acest scenariu fluxul financiar este zero, iar fluxul financiar incremental este de fapt fluxul financiar al scenariului cu proiect.

Evoluția fluxului financiar incremental al investiției este prezentată în graficul următor:

Figura 5-5 Evoluția fluxului financiar incremental al investiției

Fluxul financiar incremental al Investiției este pozitiv pe toată perioada de operare comercială. Cu alte cuvinte, sursele rezultate din activitatea operațională acoperă în totalitate cheltuielile anuale de operare ale noii investiții, exclusiv amortizarea investiției.

Fluxul financiar cumulat al investiției este negativ pe întreaga perioadă de analiză, ceea ce înseamnă că excedentul rezultat din activitatea operațională a noii investiții nu poate asigura recuperarea valorii de investiție.

Fluxul Financiar al Investiției este prezentat detaliat în Anexa B.

• 5.1.11    Rezultatele analizei financiare a investiției

Indicatorii de performanță financiară determinați pe baza fluxului financiar incremental al investiției sunt prezentați valoric în tabelul următor:

Tabel 5-4 Rezultatele analizei financiare a investiției

Specificație	U.M.	Valoare
Valoarea Financiară Netă Actualizată a Investiției (VNAF/C)	lei	-167.965.337,04
Rata de Internă Rentabilitate Financiară a investiției (RIRF/C)	%	-15,42

Rezultatele analizei financiare a investiției arată că VNAF/C este negativă în condițiile unei rate de actualizare de 11,3% în termeni reali (egală cu costul mediu ponderat al capitalului), RIRF/C având o valoare inferioară ratei de actualizare considerate.

Valorile indicatorilor de performanță financiară a investiției arată că este justificată o intervenție de tip nerambursabil cu efect stimulativ asupra demarării și implementării proiectului.

• 5.1.12    Determinarea contribuției din fondurile europene

Cuantumul finanțării nerambursabile din fonduri europene a fost determinat conform regulilor aplicabile ajutorului de stat.

Valoarea cheltuielilor eligibile a fost stabilită pe baza metodologiei de calcul prezentată în Ghidul Specific aferent măsurii 1.3 - Dezvoltarea de capacități de producție pe gaz, flexibile și de înaltă eficiență, pentru cogenerarea de energie electrică și termică (CHP) în sectorul încălzirii centralizate, în vederea atingerii unei decarbonizăriprofunde a PNRR.

Astfel costul eligibil al proiectului este costul net suplimentar rezultat prin compararea profitabilității scenariului factual cu cea a scenariului contrafactual.

Profitabilitatea proiectului (VAN) în scenariul factual este -167.965.337,04 lei, iar profitabilitatea scenariului contrafactual este zero, conform prevederilor Art.52 al Comunicării COM (2022/C 80/01).

Prin urmare, valoarea ajutorului de stat necesar pentru demararea și realizarea proiectului este 167.965.337,04 lei.

în aceste condiții, structura de finanțare a proiectului este cea din tabelul următor.

Tabel 5-5 Structura de finanțare a proiectului

Specificație	U.M.	Valoare
Valoarea de investiție, din care:	lei	188.691.520,00
Surse nerambursabile (costuri eligibile)	lei	167.965.337,04
Surse proprii	lei	20.726.182,96

• 5.1.13    Fluxul financiar incremental al capitalului propriu investit în proiect

Analiza financiară din punctul de vedere al capitalului arată capacitatea veniturilor nete de a acoperi costurile de investiții luând în considerare modalitatea de finanțare a acestora.

Sursele proprii utilizate pentru finanțarea investiției au valoarea de 20.726.182,96 lei

Evoluția fluxului financiar incremental al capitalului propriu este prezentată în graficul următor:

Figura 5-6 Evoluția fluxului financiar incremental al capitalului propriu

Fluxul financiar incremental al capitalului este pozitiv pe întreaga perioadă de exploatare, sursele rezultate din activitatea operațională fiind capabile să acopere în totalitate cheltuielile de operare ale noii investiții.

Fluxul financiar al capitalului cumulat este pozitiv începând cu anul 5 al perioadei de operare comercială, ceea ce înseamnă că excedentul rezultat din activitatea operațională a proiectului poate asigura recuperarea capitalului propriu investit în proiect în primii 4 ani de exploatare comercială.

Fluxul Financiar al capitalului este prezentat detaliat în Anexa C.

• 5.1.14    Rezultatele analizei financiare a capitalului

Indicatorii de performanță financiară determinați pe baza fluxului financiar incremental al capitalului sunt prezentați valoric în tabelul următor:

Tabel 5-6 Rezultatele analizei financiare a capitalului

Specificație	U.M.	Valoare
Valoarea Financiară Netă Actualizată a capitalului (VNAF/K)	lei	0

în baza rezultatelor obținute se poate spune că în condițiile acordării sprijinului financiar nerambursabil, indicatorul VNAF/K crește comparativ cu VNAF/C, proiectul situându-se la limita de rentabilitate minim acceptată.

• 5.1.15Sustenabilitatea financiară a proiectului

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

Pentru a demonstra viabilitatea proiectului de investiții s-a elaborat analiza de sustenabilitate financiară.

Cod document: 8972/2022-2-S0118696-J2

Revizie: 0

Pag. 55

Analiza de sustenabilitate are rolul de a demonstra faptul că nu există riscul de a rămâne fără numerar pe perioada de referință stabilită și deci de a fi în imposibilitatea îndeplinirii tuturor obligațiilor financiare, acoperirii costurilor investiționale și implicit susținerii operațiunilor aferente derulării proiectului.

Sustenabilitatea financiară a proiectului arată gradul de acoperire a ieșirilor de numerar din proiect prin intrările de numerar aferente proiectului.

Intrările de numerar sunt compuse din:

• •    Venituri din energia electrică vândută

• •    Venituri din energia termică vândută

• •    Surse de finanțare a investițiilor propuse (surse proprii și surse nerambursabile).

Ieșirile de numerar sunt compuse din:

• •    Cheltuieli anuale de exploatare (exclusiv amortizarea investiției)

• •    Investițiile aferente realizării proiectului

Sustenabilitatea financiară a proiectului este evaluată prin verificarea fluxului net de numerar cumulat neactualizat.

Pentru ca un proiect să fie viabil, fluxul net de numerar cumulat trebuie să fie pozitiv în fiecare an al perioadei de referință.

Analiza de sustenabilitate financiară aferentă proiectului este prezentată în figura de mai jos.

Din analiza datelor prezentate, se poate observa faptul că fluxul de numerar cumulat prezintă valori pozitive pe toată perioada de analiză, proiectul fiind sustenabil din punct de vedere financiar în condițiile acoperirii integrale a necesarului de finanțare din surse proprii și surse atrase.

Analiza de sustenabilitate aferentă proiectului este prezentată detaliat în Anexa D.

• 6    ANALIZA ECONOMICĂ

  • 6.1    Metodologie analiză economică

Analiza economică evaluează proiectul din punctul de vedere al impactului economic la nivelul societății. Prin urmare, analiza economică este efectuată din punctul de vedere al societății în ansamblu și nu doar al proprietarului obiectivului de investiții, ca în cazul analizei financiare.

în acest sens, în cadrul analizei economice, pentru ambele scenarii analizate, se iau în considerare externalitățile care conduc la costuri și beneficii economice, sociale și de mediu ce nu au fost considerate în analiza financiară deoarece nu generează cheltuieli sau venituri monetare.

Punctul de plecare în analiza economică este analiza financiară a investiției, mai exact fluxul financiar al investiției care va fi ajustat cu două tipuri de corecții care se vor reflecta în fluxul economic de numerar obținut, și anume:

• •    Corecții fiscale

• •    Conversia prețurilor

• •    Integrarea (monetizarea) externalităților

Analiza economică cuprinde următoarele etape:

• •    Determinarea Fluxului de Venituri și Cheltuieli (FVC) pe perioada de analiză

• •    Determinarea indicatorilor de performanță economică:

o Valoare Netă Actualizată Economică (VNAE)

o Rata Internă de Rentabilitate Economică (RIRE)

o Raportul beneficii/costuri (B/C-E).

Fluxul de venituri și cheltuieli exprimă soldul anual al veniturilor și cheltuielilor pe perioada de analiză considerată. Fluxul de venituri și de cheltuieli (FVC) constă într-o eșalonare pe întreaga durată de analiză, a costurilor și veniturilor previzionate cu evidențierea veniturilor anuale nete. FVC ține seama de evoluția în timp a valorilor prin mecanismul actualizării, punând în evidență pe ansamblul duratei de analiză efectele totale ale activității.

Valoarea Netă Actualizată (VNAE) este definită ca diferența dintre beneficiile și costurile sociale totale actualizate, exprimând excedentul cumulat actualizat al FVC pe durata de analiză.

Rata Internă de Rentabilitate (RIRE) exprimă acea rată de actualizare la care venitul net actualizat al proiectului este egal cu zero, respectiv veniturile actualizate sunt egale cu cheltuielile actualizate.

Raportul beneficii-cost (B/C-E) exprimă măsura în care costurile totale actualizate pot fi acoperite din veniturile totale actualizate.

Cod document: 8972/2022-2-S0118696-J2

Revizie: 0

Pag. 58

Necesitatea analizei economice rezidă din faptul că este nevoie de un instrument de măsura a impactului economic, social și de mediu al proiectului.

Astfel, indicatorii de performanță economică pozitivi ai proiectului (flux economic cumulat pozitiv, VNAE>0) pun în evidență faptul că proiectul are un impact relevant prin beneficiile economice, sociale și de mediu substanțiale induse, respectiv prin reducerea emisiilor de CO₂ în zona de influență a proiectului.

Analiza economică astfel elaborată se înscrie în conceptul întâlnit din ce în ce mai des în sectorul bancar, și anume „sustainable finance”, conducând spre o finanțare responsabilă a proiectelor.

Potrivit International Finance Corporation, una dintre cele mai importante instituții ale World Bank Group, acest concept definește acea activitate de finanțare care ia în considerare atât aspecte financiare, cât și aspecte sociale sau de protecția mediului în politicile de management al riscului de finanțare.

• 6.2    Premise analiză economică

Analiza economică a fost realizată pe baza următoarelor premise economice generale:

• •    Unitatea monetară a analizei economice: lei

• •    Rata socială de actualizare este de 5%, conform recomandărilor COM din Ghidul UE ACB (2014)

• •    în cadrul analizei economice sunt analizate costurile sociale, respectiv beneficiile sociale, prin efectuarea următoarelor tipuri de corecții:

o Corecții fiscale

o Conversia prețurilor

o Integrarea (monetizarea) externalităților.

• •    Perioada de referință este de 25 de ani, din care:

o 2 ani perioadă de realizare a investițiilor

o 23 ani perioada de operare comercială

• •    Se consideră faptul că în scenariul cu proiect valoarea de investiții este finanțată exclusiv din surse proprii

• 6.3    Analiza costurilor sociale

  • 6.3.1    Corectii fiscale 3

în cadrul analizei economice, prețurile utilizate pentru „ieșirile de numerar” sunt considerate astfel:

• •    nu includ TVA sau alte impozite indirecte

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

• •    includ impozitele directe

  I r

  o r

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118696-J2

  Revizie: 0

  Pag. 59

  
  

• •    salariile se consideră a fi corectate fiscal; factorul de corecție pentru salarii este de 63,23% și rezultă din deducerea taxelor sociale aferente acestora

• •    valoare de investiție va fi corectată fiscal prin ajustarea părții aferente lucrărilor de montaj cu același factor de corecție a salariilor î                                                                     5

• 6.3.2    Conversia prețurilor

Odată ce corecțiile fiscale sunt luate în considerare, este necesar să se asigure utilizarea în analiza economică a prețurilor care reflectă în mod corespunzător valoarea economică a resurselor avute în vedere. Astfel, costurile financiare vor fi transformate în costuri economice prin multiplicarea cu factorul de conversie corespunzător.

• •    Distorsionarea prețului produsului/serviciului

Prețurile ieșirilor utilizate în analiza economică nu sunt distorsionate de piață, factorul de conversie fiind considerat 1.

• •    Distorsionarea salariilor

Personalul necesar pentru exploatarea investiției este reprezentat de forță de muncă adecvat calificată.

Având în vedere că piața forței de muncă adecvat calificată nu este distorsionată (oferta nu este mai mare decât cererea), salariul reflectă costul de oportunitate pentru economie.

• 6.3.3    Integrarea externalităților: costuri externe, monetare și non-monetare incluzând aspecte de mediu

în cadrul analizei economice, pentru estimarea valorică a costurilor externe care nu au fost luate în considerare în cadrul analizei financiare, au fost analizate următoarele aspecte:

• • Costuri rezultate din impactul asupra mediului:

o Deoarece implementarea proiectului are ca scop reducerea impactului asupra mediului, nu se estimează costuri sociale rezultate din impactul asupra mediului.

• 6.4    Analiza beneficiilor sociale

  • 6.4.1    Integrarea externalităților: beneficii externe, monetare și non-monetare incluzând aspecte de mediu

în cadrul analizei economice se iau în considerare externalități care conduc la beneficii economice, sociale și de mediu care nu au fost considerate în cadrul analizei financiare, pentru că nu generează venituri sau cheltuieli la nivelul proiectului.

o o o

Astfel au fost identificate următoarele efecte economice cuantificabile monetar rezultate în urma implementării lucrărilor de investiții propuse:

• • Beneficii de mediu datorate reducerii emisiilor de CO2

• 6.4.2    Cuantificarea beneficiilor de mediu

Beneficiile de mediu datorate reducerii emisiilor de CO₂ rezultate în urma implementării noului obiectiv de investiții, au fost determinate considerând că noua unitate de cogenerare va înlocui producția de energie electrică echivalentă pe bază de cărbune.

Reducerile anuale de emisii de CO₂ obținute ca urmare a implementării investiției au fost determinate pe baza consumurilor de combustibili și a emisiilor specifice de CO₂.

Emisiile specifice de CO₂ pentru fiecare dintre cei doi combustibili în baza cărora au fost calculate reducerile de emisii, sunt următoarele:

• •    Emisie specifică CO₂ - cărbune              0,364 tCO₂/MWh

• •    Emisie specifică de CO₂ - gaze naturale      0,202 tCO₂/MWh

Factorii de emisie utilizați pentru determinarea cantităților anuale de emisii de CO₂ sunt în concordanță Regulamentul (UE) nr. 2066/2018 al Comisiei din 19 decembrie 2018, privind monitorizarea și raportarea emisiilor de gaze cu efect de seră în temeiul Directivei 2003/87/CE a Parlamentului European și a Consiliului de modificare a Regulamentului (UE) nr. 601/2012 al Comisiei

Astfel, în Scenariul cu proiect se estimează o reducere globală de emisii de CO₂ de circa 56.513,06 tone CO₂/an, comparativ cu emisiile de CO₂ rezultate din funcționarea pe cărbune pentru producerea acelorași cantități de energie electrică, respectiv termică.

Prețul umbră al CO₂ a fost considerat în conformitate cu Economic appraisal vademecum 2021 -2027 (https://ec.europa.eu/regional_policiy/en/information/publications/guides/2021/economic-appraisal-vademecum-2021-2027-general-principles-and-sector-applications).

• 6.5    Fluxul economic

Fluxul economic incremental a fost determinat pe baza următoarelor elemente:

• •    Beneficii de mediu incrementale rezultate în urma implementării investiției

• •    Cheltuieli de operare (exclusiv amortizare)

• •    Costuri investiționale

Pe perioada de analiză considerată, evoluția fluxului economic incremental este prezentată în graficul de mai jos:

Cod document: 8972/2022-2-S0118696-J2

Revizie: 0

Pag. 61

Evoluția fluxului economic

Figura 6-1 Evoluția fluxului economic incremental

Din graficul de mai sus, se observă faptul că, fluxul economic net înregistrează valori anuale pozitive începând cu anul 5 de operare comercială, iar fluxul economic cumulat devine pozitiv începând cu anul 13 al perioadei de operare comercială.

Analiza economică precum și fluxul de numerar aferent acesteia, sunt prezentate în Anexa E.

• 6.6    Rezultatele analizei economice

în cadrul analizei economice, pe baza fluxului economic incremental s-au obținut următoarele rezultate:

Tabel 6-1 Rezultatele analizei economice

Specificație	U.M.	Valoare
Valoare Netă Actualizată Economică (VNAE)	lei	705.577.377,60
Rata Internă de Rentabilitate Economică (RIRE)	%	11,22%
Raportul beneficii-cost (B/C-E)	-	1,35

Analizând valorile indicatorilor prezentați mai sus, se constată că proiectul este rentabil din punct de vedere economic (VNAE >0, RIRE > decât rata de actualizare socială luată în calcul, respectiv 5% și B/C-E este supraunitar), având un impact relevant prin beneficiile economice, sociale și de mediu substanțiale induse, atât în zona de influență a noii centrale, cât și la nivel global.

• 7    EVALUAREA RISCURILOR

  • 7.1    Analiza de senzitivitate

    • 7.1.1    Metodologie analiza de senzitivitate

în cadrul analizei de senzitivitate este determinat modul de variație a indicatorilor de eficiență financiară VNAF/C și RIRF/C și a indicatorilor de eficiență economică VNAE și RIRE la modificarea diferiților parametri utilizați ca date de intrare în analiză.

Analiza de senzitivitate duce la identificarea variabilelor critice prin evaluarea impactului potențial pe care acestea îl pot avea asupra indicatorilor de profitabilitate ai proiectului. Variabilele critice sunt acei parametrii pentru care o variație de ±1% determină o variație de minim ±1% a VNA.

Analiza de senzitivitate constă în:

• • Identificarea variabilelor critice ale proiectului, prin:

• o modificarea următorului set de variabile:

•    valoarea de investiție

•    prețul combustibilului - gaze naturale

o calcularea valorii indicatorilor de performanță financiară

• • Determinarea pragurilor de rentabilitate aferente indicatorilor de performanță financiară luați în considerare

Modificarea setului de variabile se va face, pe rând, în condițiile păstrării celorlalte date de intrare prezentate în premise, neschimbate.

• 7.1.2    Analiza de senzitivitate la variația valorii de investiție 3                                                             3

Evoluția indicatorilor VNAF/C și VNAE determinată de variația valorii de investiție este prezentată în graficul de mai jos:

Evoluția indicatorilor RIRF/C și RIRE determinată de variația valorii de investiție, este prezentată în graficul de mai jos:

în baza rezultatelor obținute, se pot spune următoarele:

• •    O variație cu ±1% a valorii de investiție generează o modificare de ± 1,13% a VNAF/C și de ±0,24% a VNAE, comparativ cu situația de bază

• •    Parametrul “valoarea de investiție" este parametru critic pentru VNAF/C.

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118696-J2

  Revizie: 0

  Pag. 64

  
  

Pragul de rentabilitate al proiectului este atins astfel:

• •    VNAF/C = 0 la o scădere a valorii de investiție cu 88% comparativ cu situația de bază.

• 7.1.3    Analiza de senzitivitate la variația prețului la combustibil - gaze naturale

Evoluția indicatorilor VNAF/C și VNAE determinată de variația prețului combustibilului este prezentată în figura de mai jos:

Evoluția indicatorilor RIRF/C și RIRE determinată de variația prețului combustibilului, este prezentată în figura de mai jos:

în baza rezultatelor obținute, se pot spune următoarele:

• •    O variație cu ±1% a prețului de achiziție a gazelor naturale generează o modificare de ±2,02% a VNAF/C și de ±0,74% a VNAE

• •    Parametrul “prețul gazelor naturale'* este parametru critic pentru VNAF/C.

Pragul de rentabilitate al proiectului este atins astfel:

• •    VNAF/C = 0 la o scădere a prețului de achiziție a gazelor naturale cu circa 50% comparativ cu situația de bază.

• 7.1.4    Rezultatele analizei de senzitivitate

în cadrul analizei de senzitivitate au fost determinate variabilele critice prin evaluarea impactului potențial pe care acestea îl pot avea asupra indicatorilor de profitabilitate financiară (VNAF/C) și economică (VNAE) ai proiectului.

în acest sens a fost analizată evoluția indicatorilor de eficiență financiară la modificarea următoarelor variabile:

• •    valoarea de investiție

• •    prețul combustibilului - gaze naturale

în figura de mai jos este prezentată evoluția VNAF/C determinată de variația parametrilor menționați mai sus:

Evoluția VNAE determinată de variația parametrilor menționați mai sus, este prezentată în figura următoare.

Figura 7-6 Analiza de senzitivitate - VNAE

Variabilele critice identificate în cadrul analizei de senzitivitate sunt prezentate în tabelul următor:

Tabel 7-1 Determinarea variabilelor critice

Variabilă	Elasticitate VNAF/C	Variabilă critică	Elasticitate VNAE	Variabilă critică
Valoare de investiție	1,13%	da	0,24%	nu
Preț gaze naturale	2,02%	da	0,74%	nu

Analiza de senzitivitate arată că la nivelul analizei financiare a investiției, variabila cu cel mai pronunțat impact este prețul gazelor naturale urmat de valoarea de investiție. Toate aceste variabile reprezintă parametri critici pentru analiza financiară a investiției.

Tot în cadrul analizei de senzitivitate au fost determinate și pragurile de rentabilitate aferente variabilelor menționate mai sus. Pragul de rentabilitate reprezintă modificarea procentuală care ar trebui aplicată unei variabile astfel încât VNA să fie egal cu 0, iar proiectul să se situeze sub nivelul minim de profitabilitate acceptat.

Pragurile de rentabilitate determinate în cadrul analizei de senzitivitate sunt prezentate în tabelul următor:

Tabel 7-2 Determinarea pragurilor de rentabilitate

Variabilă	Variație la prag de rentabilitate		Valoare comutare
Valoare de investiție (lei)	Scădere maximă înainte ca VNAF/C să fie egal cu 0	88%	22,074,990
Preț gaze naturale (lei/MWh)	Scădere maximă înainte ca VNAF/C să fie egal cu 0	50%	287,51

Valorile pragurilor de rentabilitate permit formularea unor aprecieri referitoare la riscurile cu care se poate confrunta proiectul, la oportunitatea aplicării unor acțiuni de prevenție și/sau tratare a acestora.

în ceea ce privește influența variabilelor critice asupra indicatorilor de performanță financiară a proiectului, au fost înregistrate valori scăzute sau ridicate ale pragurilor de rentabilitate pentru variabilele critice identificate. Astfel, nivelul de risc aferent variației parametrilor menționați mai sus în sensul afectării profitabilității financiare a proiectului este moderat. Totodată, în analiza riscurilor vor fi incluse și evaluate și evenimentele potențiale care pot afecta în sens negativ variabilele critice ale proiectului.

• 7.2 Analiza de risc calitativă

Analiza calitativă a riscurilor a fost realizată pornind de la rezultatele analizei de senzitivitate și luând în considerare incertitudinile generate de elemente care nu au fost reflectate direct în analiza financiară.

• 7.2.1    Metodologie analiză a riscurilor

Analiza riscurilor dezvoltată în cadrul acestui proiect, presupune parcurgerea următoarelor etape:

• •    Stabilirea contextului presupune stabilirea premiselor care stau la baza analizei riscurilor, definirea obiectivelor entității care promovează proiectul, stabilirea parametrilor externi și interni care vor fi luați în considerare în gestionarea riscului, variabilele ce vor fi luate în calcul pentru identificarea riscurilor, metoda de analiză și estimare a riscurilor precum și fundamentarea indicatorilor de performanță care vor fi utilizați pentru evaluarea riscurilor.

• •    Identificarea riscurilor aferente obiectivului de investiții se face pe baza variabilelor stabilite în context. Scopul acestei etape este de a genera o listă a potențialelor riscuri pe baza acelor evenimente care ar putea crea, intensifica, împiedica, degrada, accelera sau întârzia îndeplinirea obiectivelor proiectului. Este foarte importantă identificarea tuturor riscurilor, inclusiv a celor asociate cu nevalorificarea unei oportunități.

o Identificarea riscurilor poate fi condusă în sensul „cauză - efect” (la ce conduce apariția unui eveniment identificat) sau „efect - cauză” (ce rezultate sunt încurajate sau evitate și cum încercăm să le prevenim).

• •    Analiza riscului va furniza date pentru realizarea estimării riscului, precum și pentru luarea deciziilor referitoare la necesitatea de tratare sau nu a riscurilor. Analiza riscurilor se va face pe baza metodei stabilite în context și ținând cont de care dintre aceste riscuri se adaptează cel mai bine caracteristicilor proiectului și obiectivelor părților implicate în proiect. în cadrul analizei riscurilor va fi realizată atât corelarea cu analiza de senzitivitate, cât și evaluarea efectului riscurilor asupra fluxurilor de numerar ale proiectului

  Cod document: 8972/2022-2-S0118696-J2

  Revizie: 0

  Pag. 68

• •    Tratarea riscurilor implică alegerea uneia sau mai multor opțiuni pentru reducerea sau eliminarea riscurilor, în funcție de gradul de toleranță. Alegerea celei mai potrivite opțiuni de tratare a riscului implică echilibrarea costurilor și a eforturilor de implementare a acesteia, în raport cu beneficiile rezultate.

• 7.2.2    Stabilirea contextului

Elemente luate în considerare pentru identificarea riscurilor

Pentru determinarea adecvată a riscurilor posibile, se vor lua în calcul următoarele variabile:

• •    sursele riscului

• •    faza proiectului în care acesta poate surveni

• •    categoria de risc

• •    consecințele apariției riscului asupra factorilor implicați în proiect

Corelarea cu analiza de senzitivitate

Pentru fiecare risc identificat, se va face, dacă este cazul, corelarea cu analiza de senzitivitate, prin urmărirea anumitor variabile.

Efectul asupra fluxurilor financiare ale proiectului

Pentru fiecare risc identificat, se va descrie, dacă este cazul, efectul asupra fluxurilor financiare ale proiectului.

Metoda de analiză și estimare a riscurilor

în vederea analizei și estimării riscurilor, va fi construită o matrice a riscurilor identificate, luând în considerare atât probabilitatea de manifestare, cât și impactul pe care acestea îl pot avea asupra proiectului.

Atât probabilitatea de manifestare, cât și impactul fiecărui risc vor fi notate pe o scară de la 1 la 5, după cum urmează:

Tabel 7-3 Nivelul probabilității de manifestare

Nivel Probabilitate	Valoare	Descriere
Foarte puțin probabil	A	0 -10%
Puțin probabil	B	11%-33%
Relativ probabil (mediu)	C	33% - 66%
Probabil	D	66% - 90%
Foarte probabil	E	90% - 100%

Tabel 7-4 Impactul riscului asupra proiectului

Impact	Valoare	Descriere
Neglijabil	I	Eveniment cu efect mic, nesemnificativ, dar prezent
Minor	II	Eveniment cu efect minor, doar o parte din proiect este afectată; este nevoie totuși de acțiuni de remediere și corecție
Moderat	III	Eveniment cu efect moderat, cu pierderi mai mult financiare; acțiunile de remediere pot corecta problema
Semnificativ	IV	Eveniment cu efect major asupra proiectului cu pierderi sociale semnificative și cu pierderea unei părți din funcțiile primare ale proiectului. Acțiunile de remediere singure, nu sunt suficiente pentru evitarea efectului
Sever	V	Eveniment cu efect sever și catastrofic asupra proiectului ce poate determina pierderea totală a funcțiilor proiectului. Efectele benefice pe termen lung ale implementării proiectului nu se pot materializa

Nivelurile de ierarhizare a riscurilor obținute în funcție de probabilitate și impact și structura-tip a matricei de regrupare a riscurilor, sunt prezentate mai jos:

Figura 7-7 Format-tip matrice de regrupare a riscurilor și niveluri de ierarhizare

• 7.2.3    Identificarea si analiza riscurilor J

în cadrul acestei etape sunt identificate riscurile potențiale la care va fi expus obiectivul de investiții. Această etapă are în vedere și lista principalelor riscuri specifice sectorului Energie prezentată în Regulamentul UE 2015/207.

Pentru determinarea adecvată a riscurilor posible, se iau în considerare variabilele stabilite în momentul delimitării contextului:

• •    sursele riscului: evenimente naturale sau antropice, circumstanțe

• •    faza proiectului în care acesta poate surveni: proiectare, proces atribuire contracte,construcție, operare;

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118696-J2

  Revizie: 0

  Pag. 70

  
  

• •    categoria de risc: tehnic, legal (de reglementare), administrativ, financiar, economic, natural, forță majoră etc;

• •    consecințele apariției riscului asupra factorilor implicați în proiect.

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

  r—' i— r~'       r~n r

  
  
  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118696-J2

  Revizie: 0

  Pag. 71

  
  

  -ormularcod: FPM-03.01-01-02

  
  

  Tabel 7-5 Riscuri identificate Ia nivelul proiectului

  Faza proiectului	Cod risc	Categoria de risc	Descrierea riscului	Efectul riscului asupra variabilelor proiectului	Efectul riscului asupra fluxurilor de numerar
  Proiectare	1	Risc tehnic - Studii și investigații	Studii și investigații inadecvate, cu previziuni incorecte referitoare la premisele tehnice luate în calcul	Creșterea valorii de investiție Creșterea duratei de implementare a investiției	Creșterea costurilor în prima fază a proiectului Creșterea perioadei de timp până când apar beneficiile proiectului
  	2	Risc financiar - Studii și investigații	Estimarea inadecvată a costurilor de investiție	Creșterea valorii de investiție	Creșterea costurilor în prima fază a proiectului
  Proces de atribuire	3	Risc administrativ, risc referitor Ia achizițiile publice - Licențe, permise și autorizații	Documentații necorespunzătoare, nedepunerea la timp sau în condiții optime a documentațiilor necesare ( ex. autorizație de construcție)	Creșterea duratei de implementare a investiției	Creșterea perioadei de timp până când apar beneficiile proiectului
  	4	Risc administrativ, risc referitor Ia achizițiile publice - Aprobarea de către beneficiar	Dificultăți apărute în procesul de aprobare a documentațiilor de către beneficiar	Creșterea duratei de implementare a investiției și amânarea punerii în funcțiune a proiectului	Creșterea perioadei de timp până când apar beneficiile proiectului
  	5	Risc administrativ, risc referitor la achizițiile publice - Proceduri legale de promovare	Contestații pe perioada de derulare a achizițiilor publice sau după notificarea câștigătorului	Creșterea duratei de implementare a investiției	Creșterea perioadei de timp până când apar beneficiile proiectului
  Construcție	6	Risc tehnic - Defecte ascunse	Posibilitatea înregistrării unor pierderi sau daune cauzate de defectele ascunse la nivelul utilajelor și echipamentelor	Creșterea duratei de implementare a investiției	Creșterea costurilor în prima fază a proiectului Creșterea perioadei de timp până când apar beneficiile proiectului
  Construcție	7	Risc administrativ- Licențe, permise și autorizații	Posibilitatea ca proiectul să nu se conformeze regulamentului de autorizare aplicabil, să nu fie posibilă obținerea aprobărilor necesare sau, în cazul în care acestea au fost obținute, costul de implementare să fie mai mare decât cel previzionat	Creșterea valorii de investiție Creșterea duratei de implementare a investiției	Creșterea costurilor în prima fază a proiectului Creșterea perioadei de timp până când apar beneficiile proiectului
  Construcție	8	Risc financiar -	Posibilitatea ca proiectul să nu	Creșterea cheltuielilor financiare	Creșterea costurilor în faza de

  
  
  
  

  »I^U

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118696-J2

  Revizie: 0

  Pag. 72

  
  

  ^:ormularcod: FPM-03.01-01-02

  
  

  Faza proiectului	Cod risc	Categoria de risc	Descrierea riscului	Efectul riscului asupra variabilelor proiectului	Efectul riscului asupra fluxurilor de numerar
  		indisponibilitatea surselor de finanțare	primească cuantumul de finanțare nerambursabilă considerat		realizare a proiectului
  Construcție	9	Risc financiar - Costuri depășite	Posibilitatea ca actualul cost al fazei de construcție să depășească costul proiectului prevăzut în contract	Creșterea valorii de investiție Creșterea cheltuielilor financiare prin găsirea unor surse adiționale de finanțare	Creșterea costurilor în prima fază a proiectului
  Construcție	10	Risc tehnic - Nerespectarea graficului de implementare a proiectului	Posibilitatea înregistrării unor întârzieri în ceea ce privește implementarea obiectivului de investiții, datorate nerespectării graficului de implementare a proiectului	Creșterea duratei de implementare a investiției și amânarea punerii în funcțiune a obiectivului	Creșterea perioadei de timp până când apar beneficiile proiectului
  Construcție	11	Risc contractual - Situație Contractor	Dificultăți contractuale generate de situația contractorului (faliment, lipsa resurselor, lipsa personalului calificat/specializat)	Creșterea duratei de implementare a investiției și amânarea punerii în funcțiune proiectului	Creșterea perioadei de timp până când apar beneficiile proiectului
  Construcție	12	Risc contractual - Prevederi contractuale	Dificultăți contractuale generate de anumite prevederi din acordul de contract (ex: lipsa unor prevederi clare referitoare la termenii comerciali - prețuri și termene limită)	Creșterea duratei de implementare a investiției și amânarea punerii în funcțiune a proiectului	Creșterea perioadei de timp până când apar beneficiile proiectului
  Construcție	13	Forță majoră	Factori neprevăzuți pe care participantii la proiect nu îi pot controla (naturali sau antropici) și care pot afecta execuția proiectului	Creșterea valorii de investiție Creșterea duratei de implementare a investiției și amânarea punerii în funcțiune a proiectului	Creșterea costurilor în prima fază a proiectului Creșterea perioadei de timp până când apar beneficiile proiectului
  Operare	14	Risc operațional - Costuri de operare și mentenanță	Costuri de operare și mentenanță mai mari decât cele estimate	Creșterea costurilor de operare și mentenanță	Reducerea valorii fluxului de numerar anual Creșterea duratei de recuperare a investiției
  Operare	15	Risc tehnic - Defecțiuni tehnice repetate	Posibilitatea apariției unor defecțiuni tehnice repetate la nivelul infrastructurii	Sistarea temporară a serviciului de alimentare cu energie electrică și/sau termică Generarea unor costuri excepționale și creșterea costurilor	Scăderea valorii fluxului de numerar anual Creșterea duratei de recuperare a investiției

  
  
  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118696-J2

  Revizie: 0

  Pag. 73

  
  

  Faza proiectului	Cod risc	Categoria de risc	Descrierea riscului	Efectul riscului asupra variabilelor proiectului	Efectul riscului asupra fluxurilor de numerar
  				totale
  Operare	16	Risc piață - Cerere	Cererea de energie electrică și/sau termică este mai mică decât cea estimată	Scăderea vânzărilor de energie și implicit a veniturilor	Scăderea valorii fluxului de numerar anual
  Operare	17	Risc financiar - creșterea costului unitar de producție	Creșterea costului unitar de producție ca urmare a creșterii prețului combustibilului	Scăderea marjei de profit unitar sau înregistrarea de pierderi	Scăderea valorii fluxului de numerar anual Creșterea duratei de recuperare a investiției
  Operare	18	Forță majoră	Factori neprevăzuți pe care participanții la proiect nu îi pot controla (naturali sau antropic!) și care pot afecta activitățile proiectului	Creștere costuri O&M Scăderea cantității de energie livrată	Scăderea valorii fluxului de numerar anual Creșterea duratei de recuperare a investiției
  Operare	19	Risc politic	Posibilitatea oricărei acțiuni a Autorității guvernamentale ce ar putea afecta nefavorabil activitatea companiei	Sistarea temporară a activității Creșterea costurilor	Scăderea valorii fluxului de numerar anual Creșterea duratei de recuperare a investiției

  -ormularcod: FPM-03.01-01-02

  
  

  Cod document: 8972/2022-2-S0118696-J2

  
  

  Revizie: 0

  
  

  Pag. 74

  
  

• 7.2.4    Analiza riscurilor si elaborarea matricei riscurilor »

Analiza riscurilor presupune ierarhizarea riscurilor prin cuantificarea dimensiunilor potențiale ale acestora cu delimitarea lor în funcție de gravitatea consecințelor producerii lor și de probabilitatea apariției lor.

Abordarea ordinală s-a făcut în funcție de următoarele elemente, așa cum au fost ele prezentate în capitolul 7.2.2.

• • Probabilitatea de manifestare a evenimentului (A - Foarte puțin probabil, B -Puțin probabil, C - Relativ probabil, D - Probabil, E - Foarte probabil)

• <> Impactul pe care evenimentul îl poate avea asupra proiectului (I - Neglijabil, II -Minor, III - Moderat, IV - Semnificativ, V - Sever)

Diagrama ierarhizării riscurilor este prezentată în tabelul următor:

Tabel 7-6 Diagrama ierarhizării riscurilor

Cod risc	Faza proiectului	Categoria de risc	Descrierea riscului	Prob, de manifestare	Impact	Nivel risc
1	Proiectare	Risc tehnic - Studii și investigații	Studii și investigații inadecvate, cu previziuni incorecte referitoare la premisele tehnice luate în calcul	B	IV	Moderat
2	Proiectare	Risc financiar -Studii și investigații	Estimarea inadecvată a costurilor de investiție	B	IV	Moderat
3	Proces de atribuire	Risc administrativ și referitor la achizițiile publice - Licențe, permise și autorizații	Documentații necorespunzătoare, nedepunerea la timp sau în condiții optime a documentațiilor necesare (ex. autorizații de construcție)	B	IV	Moderat
4	Proces de atribuire	Risc administrativ, risc referitor la achizițiile publice -Aprobarea de către beneficiar	Dificultăți apărute în procesul de aprobare a documentațiilor de proiectare de către beneficiar	C	III	Moderat
5	Proces de atribuire	Risc administrativ și referitor la achizițiile publice - Proceduri legale de promovare	Contestații pe perioada de derulare a achizițiilor publice sau după notificarea câștigătorului	D	III	Ridicat
6	Construcție	Risc tehnic - Defecte ascunse	Posibilitatea înregistrării unor pierderi sau daune cauzate de defectele ascunse la nivelul utilajelor și echipamentelor	A	III	Redus
7	Construcție	Risc administrativ-Licențe, permise și autorizații	Posibilitatea ca proiectul să nu se conformeze regulamentului de autorizare aplicabil, să nu poată	B	IV	Moderat

Cod risc	Faza proiectului	Categoria de risc	Descrierea riscului	Prob, de manifestare	Impact	Nivel risc
			obține aprobările necesare sau, în cazul în care acestea au fost obținute, costul de implementare să fie mai mare decât cel previzionat
8	Construcție	Risc financiar -indisponibilitatea surselor de finanțare	Posibilitatea ca proiectul să nu primească cuantumul de finanțare nerambursabilă considerat	B	III	Moderat
9	Construcție	Risc financiar -Costuri depășite	Posibilitatea ca actualul cost al fazei de construcție să depășească costul proiectului prevăzut în contract	C	V	Ridicat
10	Construcție	Risc tehnic - Nerespectarea graficului          de implementare     a proiectului	Posibilitatea înregistrării unor întârzieri în ceea ce privește construcția, datorate nerespectării graficului fe implementare a proiectului	C	IV	Ridicat
11	Construcție	Risc contractual -Situație Contractor	Dificultăți contractuale generate de situația contractorului(faliment, lipsa resurselor)	B	V	Ridicat
12	Construcție	Risc contractual -Prevederi contractuale	Dificultăți contractuale generate de anumite prevederi din acordul de contract (ex lipsa unor prevederi clare referitoare la termenii comerciali - prețuri și termene limită)	B	IV	Moderat
13	Construcție	Forță majoră	Factori neprevăzuți pe care participanții la proiect nu îi pot controla (naturali sau antropici) și care pot afecta execuția proiectului	B	IV	Moderat
14	Operare	Risc operațional -Costuri de operare și mentenanță	Costuri de operare și mentenanță mai mari decât cele estimate	B	IV	Moderat
15	Operare	Risc tehnic -Defecțiuni tehnice repetate	Posibilitatea apariției unor defecțiuni tehnice repetate la nivelul infrastructurii	B	IV	Moderat
16	Operare	Risc piață - Cerere	Cererea de energie termică și/sau electrică este mai mică decât cea estimată	B	IV	Moderat
17	Operare	Risc financiar -creșterea costului unitar de producție	Creșterea costului unitar de producție ca urmare a creșterii prețului combustibilului	C	IV	Ridicat

Cod risc	Faza proiectului	Categoria de risc	Descrierea riscului	Prob, de manifestare	Impact	Nivel risc
18	Operare	Forță majoră	Factori neprevăzuți pe care participanții la proiect nu îi pot controla (naturali sau antropici) și care pot afecta activitățile proiectului	A	IV	Redus
19	Operare	Risc politic	Posibilitatea oricărei acțiuni a Autorității guvernamentale ce ar putea afecta, material și nefavorabil, activitățile companiei	A	IV	Redus

După ierarhizarea efectivă a riscurilor, se completează matricea de regrupare a riscurilor (în figura de mai jos sunt incluse codurile fiecărui risc conform Tabelului Tabel 7-6), fiecare fiind atribuit unei categorii în funcție de nivelul rezultat:

• 7.2.5    Estimarea riscurilor

Estimarea riscurilor se realizează pe baza rezultatelor analizei riscurilor și contribuie la stabilirea riscurilor care necesită tratare.

în cadrul acestui proiect, remarcăm faptul că predomină riscurile de nivel moderat.

S-au înregistrat 3 riscuri de nivel redus (cu manifestare foarte puțin probabilă și impact de la moderat la semnificativ). Riscurile de nivel redus rezultate din analiză sunt foarte puțin probabile din punctul de vedere al frecvenței, nefiind necesară aplicarea unor măsuri de micșorare a frecvenței. Din punctul de vedere al impactului, aceste riscuri sunt în mare parte semnificative, ceea ce implică aplicarea unor măsuri de reducere a acestuia.

S-au înregistrat 11 riscuri de nivel moderat (cu preponderență cele cu manifestare puțin probabilă și impact de la moderat la semnificativ). Riscurile de nivel moderat rezultate din analiză variază de la puțin probabil la relativ probabil pe scara frecvenței și de la moderat la semnificativ pe scara impactului. Acestor riscuri li se vor aplica atât metode de reducere a impactului cât și de micșorare a frecvenței. Scopul acestor măsuri este de a transforma riscurile moderate în riscuri reziduale de nivel redus.

S-au înregistrat 5 riscuri de nivel ridicat (preponderent cu manifestare relativ probabilă și impact ce variază de la moderat la sever). Riscurile de nivel ridicat rezultate din analiză variază de la puțin probabil la probabil pe scara frecvenței, majoritatea prezentând o manifestare relativ probabilă, fiind astfel necesară adoptarea unor măsuri de micșorare a frecvenței în cazul acestora. Din punctul de vedere al impactului, aceste riscuri variază de la moderat la sever, ceea ce implică aplicarea unor metode de reducere consistentă a efectului negativ asupra proiectului. Scopul acestor măsuri este de a transforma riscurile de nivel ridicat în riscuri reziduale de nivel moderat.

Nu s-a înregistrat niciun risc de nivel extrem.

• 7.2.6    Măsuri de tratare a riscurilor

Tratarea riscurilor implică alegerea uneia sau mai multor opțiuni pentru reducerea sau eliminarea riscurilor, în funcție de gradul de toleranță. Alegerea celei mai potrivite opțiuni de tratare a riscului implică echilibrarea costurilor și a eforturilor de implementare a acesteia, în raport cu beneficiile rezultate.

în funcție de diferitele tipuri de riscuri cu care se poate confrunta proiectul și de nivelul pe care se situează acestea, se pot alege diferite metode de reducere a riscurilor:

Măsurile care duc la prevenția și/sau atenuarea riscurilor, pot include următoarele elemente:

• •    Evitarea riscului

• •    Menținerea riscului la un nivel minim, sau transformarea unui risc de nivel mare/mediu, într-unul de nivel mai redus

• •    Reducerea frecvenței de manifestare

• •    Reducerea impactului asupra beneficiarului investiției

• •    Partajarea riscului cu altă organizație.

în cazul proiectului de față, se vor aplica cu precădere tehnicile de atenuare a riscurilor, dar și cele de prevenție cumulată cu atenuarea riscurilor, având ca scop transformarea riscului inițial într-un risc rezidual de nivel redus si moderat.

5                                                                                                                                      I

Planul de tratare a riscurilor este prezentat în tabelul de mai jos.

Faza proiectului	Cod risc	Categoria de risc	Descrierea riscului	Nivel risc inițial	Măsuri de prevenție și/sau atenuare	Nivel risc rezidual
			participanții la proiect nu îi pot controla (naturali sau antropici) și care pot afecta activitățile proiectului		sau remediate prin alte mecanisme mai adecvate. Celelalte riscuri din categoria forței majore (cele care nu pot fi asigurate) vor fi asumate prin negociere de către părțile implicate.

Cod document: 8976/2022-2-S0118617-J2

Revizie: 0

Pag. 84

Din matricea de management a riscurilor prezentată mai sus se observă faptul că în urma implementării strategiei propuse de prevenție și atenuare a riscurilor inițiale, expunerea la riscurile reziduale devine moderată sau minimă (sunt prezente numai riscuri reziduale cu nivel mediu și redus), situație care se conformează gradului de toleranță a riscurilor specific părților implicate în proiect.

Având în vedere faptul că expunerea la riscurile reziduale este moderată sau minimă, în conformitate cu ”Guide to COST-BENEFIT ANALYSIS of investment projects - Economic appraisal tool for Cohesion Policy 2014 - 2020”, nu se consideră obligatorie efectuarea analizei probabilistice a riscului.

• 8 CONCLUZII

Analiza cost - beneficiu pentru proiectul "Realizarea unei centrale de cogenerare hibridă” în Municipiul Bacău, are drept scop fundamentarea financiară, economică și de sustenabilitate a proiectului în contextul efortului național și european propus prin Facilitatea de Redresare și Reziliență.

Analiza a fost elaborată luând în considerare recomandările și instrucțiunile atât din ghidurile emise la nivel european de către COM și pe cele din ghidul specific pentru Sprijinirea investițiilor în cogenerarea de înaltă eficiență - PNRR.

în baza rezultatelor analizei financiare a investiției, se pot concluziona următoarele:

• •    VNAF/C este negativă în condițiile unei rate de actualizare de -11,30% în termeni reali (egală cu valoarea așteptată a costului capitalului), RIRF/C având o valoare inferioară ratei de actualizare considerate.

• •    Valorile indicatorilor de performanță financiară a investiției arată că este justificată o intervenție de tip nerambursabil cu efect stimulativ asupra demarării și implementării proiectului.

Cuantumul finanțării nerambursabile din fonduri europene a fost determinat conform regulilor aplicabile ajutorului de stat.

Valoarea cheltuielilor eligibile a fost stabilită pe baza metodologiei de calcul prezentată în Ghidul Specific aferent măsurii 1.3 - Dezvoltarea de capacități de producție pe gaz, flexibile și de înaltă eficiență, pentru cogenerarea de energie electrică și termică (CHP) în sectorul încălzirii centralizate, în vederea atingerii unei decarbonizări profunde a PNRR.

Astfel costul eligibil al proiectului este costul net suplimentar rezultat prin compararea profitabilității scenariului factual cu cea a scenariului contrafactual. Profitabilitatea proiectului în scenariul factual este (-167.965.337,04 lei), iar profitabilitatea scenariului contrafactual este zero, conform prevederilor Art.52 al Comunicării COM (2022/C 80/01). Prin urmare, valoarea ajutorului de stat necesar pentru demararea și realizarea proiectului este 167.965.337,04 lei.

în aceste condiții, structura de finanțare a proiectului este cea din tabelul următor.

Tabel 8-1 Structura de finanțare a proiectului

Specificație	U.M.	Valoare
Valoarea de investiție, din care:	lei	188.691.520,00
- Surse nerambursabile (costuri eligibile)	lei	167.965.337,04
- Surse proprii	lei	20.726.182,96

în baza rezultatelor analizei financiare a capitalului și ale analizei de sustenabilitate, se pot concluziona următoarele:

• •    în condițiile acordării sprijinului financiar nerambursabil, indicatorul VNAF/K crește comparativ cu VNAF/C, proiectul situându-se la limita de rentabilitate minim acceptată

  
  

  Cod document: 8976/2022-2-S0118617-J2

  Revizie: 0

  Pag. 86

  
  

• •    Analiza de sustenabilitate, elaborată pe contur proiect relevă faptul că în condițiile și premisele considerate, fluxul de numerar cumulat este pozitiv în fiecare an al perioadei de analiză, proiectul fiind sustenabil din punct de vedere financiar în condițiile acoperirii integrale a necesarului de finanțare din surse proprii și surse atrase.

în baza rezultatelor analizei economice, se pot concluziona următoarele:

• •    Proiectul este rentabil din punct de vedere economic (VNAE > 0, RIRE > decât rata de actualizare socială luată în calcul, respectiv 5 % și B/C-E supraunitar);

• •    Proiectul are un impact relevant prin beneficiile economice, sociale și de mediu substanțiale induse, atât în zona de influență a noii centrale de cogenerare, cât și la nivel global.

  Formular cod: FPM-03.01-01-02

  
  

ANEXA A

Cheltuieli de exploatare aferente noii centrale de cogenerare hibridă Bacău

Cheltuieli anuale	UNI	Anul 1	Anul 2	Anul 3	Anul 4	Anul 5	AnuI6	Anul 7	Anul 8	Anul 9	Anul 10	Anul 11	Anul 12
CHELTUIELI DE EXPLOATARE (exclusiv amortizarea), din care:	lei	0	0	85.385.731,39	72.509.713,14	67.197.191,72	62.496.203,56	58.340.703,09	54.671.777,62	54.085.645,92	53.525.906,59	52.991.815,40	52.482.649,12
Cheltuieli de operare variabile, din care:	lei	0	0	79.916.048,49	67.432.632,42	62.120.111,00	57.419.122,85	53.263.622,38	49.594.696,91	49.008.565,27	48.448.825,88	47.914.734,69	47.405.568,41
Cheltuieli cu combustibilul	lei	0	0	63.967.416,06	52.429.121,13	46.766.776,05	41.715.964,24	37.210.640,10	33.191.890,97	32.255.935,61	31.346.372,61	30.462.457,76	29.603.467,82
Cheltuieli cu achiziția certificatelor de emisii CO2	lei	0	0	15.780.646,87	14.850.014,46	15.199.838,13	15.549.661,79	15.899.485,45	16.249.309,11	16.599.132,77	16.948.956,44	17.298.780,10	17.648.603,76
Alte cheltuieli variabile	lei	0	0	167.985,56	153.496,83	153.496,83	153.496,83	153.496,83	153.496,83	153.496,83	153.496,83	153.496,83	153.496,83
Cheltuieli de operare fixe, din care:	{ei	0	0	5.144.625,25	4.752.023,06	4.752.023,06	4.752.023,06	4.752.023,06	4.752.023,06	4.752.023,06	4.752.023,06	4.752.023,06	4.752.023,06
Cheltuieli cu reparațiile și mentenanța	lei	0	0	4.955.933,73	4.563.331,54	4.563.331,54	4.563.331,54	4.563.331,54	4.563.331,54	4.563.331,54	4.563.331,54	4.563.331,54	4.563.331,54
Alte cheltuieli fixe	lei	0	0	188.691,52	188.691,52	188.691,52	188.691,52	188.691,52	188.691,52	188.691,52	188.691,52	188.691,52	188.691,52
Cheltuieli cu personalul	lei	0	0	325.057,65	325.057,65	325.057,65	325.057,65	325.057,65	325.057,65	325.057,65	325.057,65	325.057,65	325.057,65

Cheltuieli anuale	UNI	Anul 13	Anul 14	Anul 15	Anul 16	Anul 17	Anul 18	Anul 19	Anul 20	Anul 21	Anul 22	Anul 23	Anul 24	Anul 25
CHELTUIELI DE EXPLOATARE (exclusiv amortizarea), din care:	lei	51.997.704,90	51.997.704,90	51.997.704,90	51.997.704,90	51.997.704,90	51.997.704,90	51.997.704,90	51.997.704,90	51.997.704,90	51.997.704,90	51.997.704,90	51.997.704,90	51.997.704,90
Cheltuieli de operare variabile, din care:	lei	46.920.624,19	45.920.624,79	46.920.624,79	46.920.624,79	46.920.624,19	46.920.624,19	46.920.624,19	46.920.624,79	46.920.624,19	46.920.624,19	46.920.624,19	46.920.624,19	46.920.624,79
Cheltuieli cu combustibilul	lei	28.768.699,94	28.768.699,94	28.768.699,94	28.768.699,94	28.768.699,94	28.768.699,94	28.768.699,94	28.768.699,94	28.768.699,94	28.768.699,94	28.768.699,94	28.768.699,94	28.768.699,94
Cheltuieli cu achiziția certificatelor de emisii CO2	lei	17.998.427,42	17.998.427,42	17.998.427,42	17.998.427,42	17.998.427,42	17.998.427,42	17.998.427,42	17.998.427,42	17.998.427,42	17.998.427,42	17.998.427,42	17.998.427,42	17.998.427,42
Alte cheltuieli variabile	lei	153.496,83	153.496,83	153.496,83	153.496,83	153.496,83	153.496,83	153.496,83	153.496,83	153.496,83	153.496,83	153.496,83	153.496,83	153.496,83
Cheltuieli de operare fixe, din care:	lei	4.752.023,06	4.752.023,06	4.752.023,06	4.752.023,06	4.752.023,06	4.752.023,06	4.752.023,06	4.752.023,06	4.752.023,06	4.752.023,06	4.752.023,06	4.752.023,06	4.752.023,06
Cheltuieli cu reparațiile și mentenanța	lei	4.563.331,54	4.563.331,54	4.563.331,54	4.563.331,54	4.563.331,54	4.563.331,54	4.563.331,54	4.563.331,54	4.563.331,54	4.563.331,54	4.563.331,54	4.563.331,54	4.563.331,54
Alte cheltuieli fixe	lei	188.691,52	188.691,52	188.691,52	188.691,52	188.691,52	188.691,52	188.691,52	188.691,52	188.691,52	188.691,52	188.691,52	188.691,52	188.691,52
Cheltuieli cu personalul	lei	325.057,65	325.057,65	325.057,65	325.057,65	325.057,65	325.057,65	325.057,65	325.057,65	325.057,65	325.057,65	325.057,65	325.057,65	325.057,65

1/1

Valoarea de investiție	188691520.00 lei
Rata de actualizare financiară	11.30%

Analiza financiara a investiției

Anul	U.M	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030	2031
Total intrări de numerar, din care:	lei	0.00	0.00	90,430,202.62	83,706,859.28	77,531,962.15	71,858,760.24	66,644,563.72	61,850,388.39	60,820,900.44
Venituri din vanzarea energiei electrice	lei	0.00	0.00	67,137,476.33	61,229,378.41	55,841,193.11	50,927,168.12	46,445,577.32	42,358,366.52	42,011,099.34
Venituri din vanzarea energiei termice	lei	0.00	0.00	23,292,726.29	22,477,480.87	21,690,769.04	20,931,592.12	20,198,986.40	19,492,021.87	18,809,801.11
Total ieșiri de numerar, din care:	lei	56,883,585.00	131,807,935.00	85,385,731.39	78,857,965.70	73,076,315.95	67,960,201.62	63,437,744.89	59,444,830.73	58,806,939.99
Cheltuieli de operare variabile, din care:	lei	0.00	0.00	84,871,982.22	78,344,216.53	72,562,566.78	67,446,452.45	62,923,995.72	58,931,081.56	58,293,190.82
Cheltuieli cu combustibilul	lei	0.00	0.00	63,967,416.06	57,058,935.13	50,896,570.13	45,399,740.56	40,496,568.58	36,122,939.17	35,104,333.20
Cheltuieli cu achiziția certificatelor de emisii CO2	lei	0.00	0.00	15,780,646.87	16,161,362.11	16,542,077.36	16,922,792.60	17,303,507.85	17,684,223.09	18,064,938.33
Alte cheltuieli variabile (inclusiv apa tehn)	Iei	0.00	0.00	167,985.56	167,985.56	167,985.56	167,985.56	167,985.56	167,985.56	167,985.56
Cheltuiel de operare si mentenanta	lei	0.00	0.00	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73
Cheltuieli de operare fixe, din care:	lei	0.00	0.00	513,749.17	513,749.17	513,749.17	513,749.17	513,749.17	513,749.17	513,749.17
Cheltuieli cu personalul	lei	0.00	0.00	325,057.65	325,057.65	325,057.65	325,057.65	325,057.65	325,057.65	325,057.65
Alte cheltuieli fixe	lei	0.00	0.00	188,691.52	188,691.52	188,691.52	188,691.52	188,691.52	188,691.52	188,691.52
Investiții	lei	56,883,585.00	131,807,935.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
Flux financiar	lei	-56,883,585.00	-131,807,935.00	5,044,471.22	4,848,893.58	4,455,646.20	3,898,558.62	3,206,818.83	2,405,557.67	2,013,960.45
Flux financiar cumulat	lei	-56,883,585.00	-188,691,520.00	-183,647,048.78	-178,798,155.20	-174,342,509.00	-170,443,950.39	-167,237,131.55	-164,831,573.88	-162,817,613.43

VNAF/C	-167,965,337.04 lei
RIRF/C	-15.42%

Analiza financiara a investiției

Anul	U.M	2032	2033	2034	2035	2036	2037	2038	2039	2040
Total intrări de numerar, din care:	lei	59,818,137.23	58,841,239.68	57,889,378.19	56,961,751.54	56,961,751.54	56,961,751.54	56,961,751.54	56,961,751.54	56,961,751.54
Venituri din vanzarea energiei electrice	lei	41,666,679.16	41,325,082.65	40,986,286.65	40,650,268.21	40,650,268.21	40,650,268.21	40,650,268.21	40,650,268.21	40,650,268.21
Venituri din vanzarea energiei termice	lei	18,151,458.07	17,516,157.04	16,903,091.54	16,311,483.34	16,311,483.34	16,311,483.34	16,311,483.34	16,311,483.34	16,311,483.34
Total ieșiri de numerar, din care:	lei	58,197,772.23	57,616,517.50	57,062,388.71	56,534,620.93	56,534,620.93	56,534,620.93	56,534,620.93	56,534,620.93	56,534,620.93
Cheltuieli de operare variabile, din care:	lei	57,684,023.06	57,102,768.33	56,548,639.54	56,020,871.76	56,020,871.76	56,020,871.76	56,020,871.76	56,020,871.76	56,020,871.76
Cheltuieli cu combustibilul	lei	34,114,450.19	33,152,480.22	32,217,636.18	31,309,153.16	31,309,153.16	31,309,153.16	31,309,153.16	31,309,153.16	31,309,153.16
Cheltuieli cu achiziția certificatelor de emisii CO2	lei	18,445,653.58	18,826,368.82	19,207,084.07	19,587,799.31	19,587,799.31	19,587,799.31	19,587,799.31	19,587,799.31	19,587,799.31
Alte cheltuieli variabile (inclusiv apa tehn)	lei	167,985.56	167,985.56	167,985.56	167,985.56	167,985.56	167,985.56	167,985.56	167,985.56	167,985.56
Cheltuiel de operare si mentenanta	lei	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73
Cheltuieli de operare fixe, din care:	lei	513,749.17	513,749.17	513,749.17	513,749.17	513,749.17	513,749.17	513,749.17	513,749.17	513,749.17
Cheltuieli cu personalul	lei	325,057.65	325,057.65	325,057.65	325,057.65	325,057.65	325,057.65	325,057.65	325,057.65	325,057.65
Alte cheltuieli fixe	lei	188,691.52	188,691.52	188,691.52	188,691.52	188,691.52	188,691.52	188,691.52	188,691.52	188,691.52
Investiții	lei	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
Flux financiar	lei	1,620,365.00	1,224,722.18	826,989.48	427,130.61	427,130.61	427,130.61	427,130.61	427,130.61	427,130.61
Flux financiar cumulat	lei	-161,197,248.44	-159,972,526.26	-159,145,536.77	-158,718,406.16	-158,291,275.55	-157,864,144.94	-157,437,014.33	-157,009,883.72	-156,582,753.10

Analiza financiara a investiției

Anul	U.M	2041	2042	2043	2044	2045	2046	2047
Total intrări de numerar, din care:	lei	56,961,751.54	56,961,751.54	56,961,751.54	56,961,751.54	56,961,751.54	56,961,751.54	56,961,751.54
Venituri din vanzarea energiei electrice	lei	40,650,268.21	40,650,268.21	40,650,268.21	40,650,268.21	40,650,268.21	40,650,268.21	40,650,268.21
Venituri din vanzarea energiei termice	lei	16,311,483.34	16,311,483.34	16,311,483.34	16,311,483.34	16,311,483.34	16,311,483.34	16,311,483.34
Total ieșiri de numerar, din care:	lei	56,534,620.93	56,534,620.93	56,534,620.93	56,534,620.93	56,534,620.93	56,534,620.93	56,534,620.93
Cheltuieli de operare variabile, din care:	Iei	56,020,871.76	56,020,871.76	56,020,871.76	56,020,871.76	56,020,871.76	56,020,871.76	56,020,871.76
Cheltuieli cu combustibilul	lei	31,309,153.16	31,309,153.16	31,309,153.16	31,309,153.16	31,309,153.16	31,309,153.16	31,309,153.16
Cheltuieli cu achiziția certificatelor de emisii CO2	lei	19,587,799.31	19,587,799.31	19,587,799.31	19,587,799.31	19,587,799.31	19,587,799.31	19,587,799.31
Alte cheltuieli variabile (inclusiv apa tehn)	lei	167,985.56	167,985.56	167,985.56	167,985.56	167,985.56	167,985.56	167,985.56
Cheltuiel de operare si mentenanta	lei	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73
Cheltuieli de operare fixe, din care:	lei	513,749.17	513,749.17	513,749.17	513,749.17	513,749.17	513,749.17	513,749.17
Cheltuieli cu personalul	lei	325,057.65	325,057.65	325,057.65	325,057.65	325,057.65	325,057.65	325,057.65
Alte cheltuieli fixe	lei	188,691.52	188,691.52	188,691.52	188,691.52	188,691.52	188,691.52	188,691.52
Investiții	lei	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
Flux financiar	Iei	427,130.61	427,130.61	427,130.61	427,130.61	427,130.61	427,130.61	427,130.61
Flux financiar cumulat	iei	-156,155,622.49	-155,728,491.88	-155,301,361.27	-154,874,230.66	-154,447,100.05	-154,019,969.44	-153,592,838.83

Analiza financiara a capitalului propriu

Anul	U.M	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030	2031
Total intrări de numerar, din care:	lei	0.00	0.00	90,430,202.62	83,706,859.28	77,531,962.15	71,858,760.24	66,644,563.72	61,850,388.39	60,820,900.44
Venituri din vanzarea energiei electrice	lei	0.00	0.00	67,137,476.33	61,229,378.41	55,841,193.11	50,927,168.12	46,445,577.32	42,358,366.52	42,011,099.34
Venituri din vanzarea energiei termice	lei	0.00	0.00	23,292,726.29	22,477,480.87	21,690,769.04	20,931,592.12	20,198,986.40	19,492,021.87	18,809,801.11
Total ieșiri de numerar, din care:	lei	6,248,185.34	14,477,997.61	85,385,731.39	78,857,965.70	73,076,315.95	67,960,201.62	63,437,744.89	59,444,830.73	58,806,939.99
Cheltuieli de operare variabile, din care:	lei	0.00	0.00	84,871,982.22	78,344,216.53	72,562,566.78	67,446,452.45	62,923,995.72	58,931,081.56	58,293,190.82
Cheltuieli cu combustibilul	lei	0.00	0.00	63,967,416.06	57,058,935.13	50,896,570.13	45,399,740.56	40,496,568.58	36,122,939.17	35,104,333.20
Cheltuieli cu achiziția certificatelor de emisii CO2	lei	0.00	0.00	15,780,646.87	16,161,362.11	16,542,077.36	16,922,792.60	17,303,507.85	17,684,223.09	18,064,938.33
Alte cheltuieli variabile (inclusiv apa tehn)	lei	0.00	0.00	167,985.56	167,985.56	167,985.56	167,985.56	167,985.56	167,985.56	167,985.56
Cheltuiel de operare si mentenanta	lei	0.00	0.00	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73
Cheltuieli de operare fixe, din care:	lei	0.00	0.00	513,749.17	513,749.17	513,749.17	513,749.17	513,749.17	513,749.17	513,749.17
Cheltuieli cu personalul	lei	0.00	0.00	325,057.65	325,057.65	325,057.65	325,057.65	325,057.65	325,057.65	325,057.65
Alte cheltuieli fixe	lei	0.00	0.00	188,691.52	188,691.52	188,691.52	188,691.52	188,691.52	188,691.52	188,691.52
Surse proprii pentru investitii	lei	6,248,185.34	14,477,997.61	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
Reinvestitii	lei
Flux financiar	lei	-6,248,185.34	-14,477,997.61	5,044,471.22	4,848,893.58	4,455,646.20	3,898,558.62	3,206,818.83	2,405,557.67	2,013,960.45
Flux financiar cumulat	lei	-6,248,185.34	-20,726,182.96	-15,681,711.73	-10,832,818.15	-6,377,171.96	-2,478,613.34	728,205.49	3,133,763.16	5,147,723.61

VNAF/K

Analiza Cost Beneficiu

CENTRALA DE COGENERARE HIBRIDA

Analiza financiara a capitalului propriu

Anul	U.M	2032	2033	2034	2035	2036	2037	2038	2039	2040
Total intrări de numerar, din care:	lei	59,818,137.23	58,841,239.68	57,889,378.19	56,961,751.54	56,961,751.54	56,961,751.54	56,961,751.54	56,961,751.54	56,961,751.54
Venituri din vanzarea energiei electrice	lei	41,666,679.16	41,325,082.65	40,986,286.65	40,650,268.21	40,650,268.21	40,650,268.21	40,650,268.21	40,650,268.21	40,650,268.21
Venituri din vanzarea energiei termice	lei	18,151,458.07	17,516,157.04	16,903,091.54	16,311,483.34	16,311,483.34	16,311,483.34	16,311,483.34	16,311,483.34	16,311,483.34
Total ieșiri de numerar, din care:	lei	58,197,772.23	57,616,517.50	57,062,388.71	56,534,620.93	56,534,620.93	56,534,620.93	56,534,620.93	56,534,620.93	56,534,620.93
Cheltuieli de operare variabile, din care:	lei	57,684,023.06	57,102,768.33	56,548,639.54	56,020,871.76	56,020,871.76	56,020,871.76	56,020,871.76	56,020,871.76	56,020,871.76
Cheltuieli cu combustibilul	lei	34,114,450.19	33,152,480.22	32,217,636.18	31,309,153.16	31,309,153.16	31,309,153.16	31,309,153.16	31,309,153.16	31,309,153.16
Cheltuieli cu achiziția certificatelor de emisii CO2	lei	18,445,653.58	18,826,368.82	19,207,084.07	19,587,799.31	19,587,799.31	19,587,799.31	19,587,799.31	19,587,799.31	19,587,799.31
Alte cheltuieli variabile (inclusiv apa tehn)	lei	167,985.56	167,985.56	167,985.56	167,985.56	167,985.56	167,985.56	167,985.56	167,985.56	167,985.56
Cheltuiel de operare si mentenanta	lei	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73
Cheltuieli de operare fixe, din care:	lei	513,749.17	513,749.17	513,749.17	513,749.17	513,749.17	513,749.17	513,749.17	513,749.17	513,749.17
Cheltuieli cu personalul	lei	325,057.65	325,057.65	325,057.65	325,057.65	325,057.65	325,057.65	325,057.65	325,057.65	325,057.65
Alte cheltuieli fixe	lei	188,691.52	188,691.52	188,691.52	188,691.52	188,691.52	188,691.52	188,691.52	188,691.52	188,691.52
Surse proprii pentru investitii	lei	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
Reinvestitii	lei
Flux financiar	lei	1,620,365.00	1,224,722.18	826,989.48	427,130.61	427,130.61	427,130.61	427,130.61	427,130.61	427,130.61
Flux financiar cumulat	lei	6,768,088.61	7,992,810.79	8,819,800.27	9,246,930.88	9,674,061.50	10,101,192.11	10,528,322.72	10,955,453.33	11,382,583.94

Analiza financiara a capitalului propriu

Anul	U.M	2041	2042	2043	2044	2045	2046	2047
Total intrări de numerar, din care:	lei	56,961,751.54	56,961,751.54	56,961,751.54	56,961,751.54	56,961,751.54	56,961,751.54	56,961,751.54
Venituri din vanzarea energiei electrice	lei	40,650,268.21	40,650,268.21	40,650,268.21	40,650,268.21	40,650,268.21	40,650,268.21	40,650,268.21
Venituri din vanzarea energiei termice	lei	16,311,483.34	16,311,483.34	16,311,483.34	16,311,483.34	16,311,483.34	16,311,483.34	16,311,483.34
Total ieșiri de numerar, din care:	lei	56,534,620.93	56,534,620.93	56,534,620.93	56,534,620.93	56,534,620.93	56,534,620.93	56,534,620.93
Cheltuieli de operare variabile, din care:	lei	56,020,871.76	56,020,871.76	56,020,871.76	56,020,871.76	56,020,871.76	56,020,871.76	56,020,871.76
Cheltuieli cu combustibilul	lei	31,309,153.16	31,309,153.16	31,309,153.16	31,309,153.16	31,309,153.16	31,309,153.16	31,309,153.16
Cheltuieli cu achiziția certificatelor de emisii CO2	lei	19,587,799.31	19,587,799.31	19,587,799.31	19,587,799.31	19,587,799.31	19,587,799.31	19,587,799.31
Alte cheltuieli variabile (inclusiv apa tehn)	lei	167,985.56	167,985.56	167,985.56	167,985.56	167,985.56	167,985.56	167,985.56
Cheltuiel de operare si mentenanta	lei	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73
Cheltuieli de operare fixe, din care:	lei	513,749.17	513,749.17	513,749.17	513,749.17	513,749.17	513,749.17	513,749.17
Cheltuieli cu personalul	lei	325,057.65	325,057.65	325,057.65	325,057.65	325,057.65	325,057.65	325,057.65
Alte cheituieli fixe	lei	188,691.52	188,691.52	188,691.52	188,691.52	188,691.52	188,691.52	188,691.52
Surse proprii pentru investitii	lei	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
Reinvestitii	lei
Flux financiar	lei	427,130.61	427,130.61	427,130.61	427,130.61	427,130.61	427,130.61	427,130.61
Flux financiar cumulat	lei	11,809,714.55	12,236,845.16	12,663,975.77	13,091,106.38	13,518,237.00	13,945,367.61	14,372,498.22

Analiza Cost Beneficiu

CENTRALA DE COGENERARE HIBRIDA

Analiza de sustenabilitate

Anul	U.M	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030	2031
TOTAL INTRĂRI, din care:	lei	56883585.00	131807935.00	90430202.62	83706859.28	77531962.15	71858760.24	66644563.72	61850388.39	60820900.44
Surse de finanțare, din care:	lei	56883585.00	131807935.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
- Surse proprii pentru finanțarea investiției	lei	6248185.34	14477997.61	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
- Surse nerambursabile	Iei	50635399.66	117329937.39	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
Total venituri din exploatare, din care:	iei	0.00	0.00	90430202.62	83706859.28	77531962.15	71858760.24	66644563.72	61850388.39	60820900.44
- Venituri din vanzarea energiei electrice	lei	0.00	0.00	67137476.33	61229378.41	55841193.11	50927168.12	46445577.32	42358366.52	42011099.34
- Venituri din vanzarea energiei termice	lei	0.00	0.00	23292726.29	22477480.87	21690769.04	20931592.12	20198986.40	19492021.87	18809801.11
TOTAL IEȘIRI, din care:	lei	56883585.00	131807935.00	85385731.39	78857965.70	73076315.95	67960201.62	63437744.89	59444830.73	58806939.99
Investiție	lei	56883585.00	131807935.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
Cheltuieli de exploatare, din care:	lei	0.00	0.00	85385731.39	78857965.70	73076315.95	67960201.62	63437744.89	59444830.73	58806939.99
- Cheltuieli variabile de operare	lei	0.00	0.00	84871982.22	78344216.53	72562566.78	67446452.45	62923995.72	58931081.56	58293190.82
- Cheltuieli fixe de operare	lei	0.00	0.00	513749.17	513749.17	513749.17	513749.17	513749.17	513749.17	513749.17
Flux financiar	lei	0.00	0.00	5044471.22	4848893.58	4455646.20	3898558.62	3206818.83	2405557.67	2013960.45
Flux financiar cumulat	lei	0.00	0.00	5044471.22	9893364.80	14349011.00	18247569.61	21454388.45	23859946.12	25873906.57

Analiza de sustenabilitate

Anul	U.M	2032	2033	2034	2035	2036	2037	2038	2039	2040
TOTAL INTRĂRI, din care:	lei	59818137.23	58841239.68	57889378.19	56961751.54	56961751.54	56961751.54	56961751.54	56961751.54	56961751.54
Surse de finanțare, din care:	lei	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
- Surse proprii pentru finanțarea investiției	lei	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
- Surse nerambursabile	lei	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
Total venituri din exploatare, din care:	lei	59818137.23	58841239.68	57889378.19	56961751.54	56961751.54	56961751.54	56961751.54	56961751.54	56961751.54
- Venituri din vanzarea energiei electrice	lei	41666679.16	41325082.65	40986286.65	40650268.21	40650268.21	40650268.21	40650268.21	40650268.21	40650268.21
- Venituri din vanzarea energiei termice	lei	18151458.07	17516157.04	16903091.54	16311483.34	16311483.34	16311483.34	16311483.34	16311483.34	16311483.34
TOTAL IEȘIRI, din care:	lei	58197772.23	57616517.50	57062388.71	56534620.93	56534620.93	56534620.93	56534620.93	56534620.93	56534620.93
Investiție	lei	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
Cheltuieli de exploatare, din care:	lei	58197772.23	57616517.50	57062388.71	56534620.93	56534620.93	56534620.93	56534620.93	56534620.93	56534620.93
- Cheltuieli variabile de operare	lei	57684023.06	57102768.33	56548639.54	56020871.76	56020871.76	56020871.76	56020871.76	56020871.76	56020871.76
- Cheltuieli fixe de operare	lei	513749.17	513749.17	513749.17	513749.17	513749.17	513749.17	513749.17	513749.17	513749.17
Flux financiar	lei	1620365.00	1224722.18	826989.48	427130.61	427130.61	427130.61	427130.61	427130.61	427130.61
Flux financiar cumulat	lei	27494271.56	28718993.74	29545983.23	29973113.84	30400244.45	30827375.06	31254505.67	31681636.28	32108766.90

Analiza de sustenabilitate

Anul	U.M	2041	2042	2043	2044	2045	2046	2047
TOTAL INTRĂRI, din care:	lei	56961751.54	56961751.54	56961751.54	56961751.54	56961751.54	56961751.54	56961751.54
Surse de finanțare, din care:	lei	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
- Surse proprii pentru finanțarea investiției	lei	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
- Surse nerambursabile	lei	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
Total venituri din exploatare, din care:	lei	56961751.54	56961751.54	56961751.54	56961751.54	56961751.54	56961751.54	56961751.54
- Venituri din vanzarea energiei electrice	lei	40650268.21	40650268.21	40650268.21	40650268.21	40650268.21	40650268.21	40650268.21
- Venituri din vanzarea energiei termice	lei	16311483.34	16311483.34	16311483.34	16311483.34	16311483.34	16311483.34	16311483.34
TOTAL IEȘIRI, din care:	lei	56534620.93	56534620.93	56534620.93	56534620.93	56534620.93	56534620.93	56534620.93
Investiție	lei	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
Cheltuieli de exploatare, din care:	lei	56534620.93	56534620.93	56534620.93	56534620.93	56534620.93	56534620.93	56534620.93
- Cheltuieli variabile de operare	lei	56020871.76	56020871.76	56020871.76	56020871.76	56020871.76	56020871.76	56020871.76
- Cheltuieli fixe de operare	lei	513749.17	513749.17	513749.17	513749.17	513749.17	513749.17	513749.17
Flux financiar	lei	427130.61	427130.61	427130.61	427130.61	427130.61	427130.61	427130.61
Flux financiar cumulat	lei	32535897.51	32963028.12	33390158.73	33817289.34	34244419.95	34671550.56	35098681.17

Analiza economica

Anul	U.M	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030	2031
Total intrări de numerar, din care:	lei	0.00	0.00	45,822,288.84	50,543,373.14	55,264,457.44	59,985,541.75	64,706,626.05	69,427,710.36	77,203,613.92
Beneficii globale din reducerea emisiilor de CO2	lei	0.00	0.00	45,822,288.84	50,543,373.14	55,264,457.44	59,985,541.75	64,706,626.05	69,427,710.36	77,203,613.92
Total ieșiri de numerar, din care:	lei	51,654,561.45	119,691,490.58	85,266,207.70	78,738,442.01	72,956,792.26	67,840,677.93	63,318,221.19	59,325,307.03	58,687,416.30
Cheltuieli de operare variabile, din care:	lei	0.00	0.00	84,871,982.22	78,344,216.53	72,562,566.78	67,446,452.45	62,923,995.72	58,931,081.56	58,293,190.82
Cheltuieli cu combustibilul	lei	0.00	0.00	63,967,416.06	57,058,935.13	50,896,570.13	45,399,740.56	40,496,568.58	36,122,939.17	35,104,333.20
Cheltuieli cu achiziția certificatelor de emisii CO2	lei	0.00	0.00	15,780,646.87	16,161,362.11	16,542,077.36	16,922,792.60	17,303,507.85	17,684,223.09	18,064,938.33
Alte cheltuieli variabile (inclusiv apa tehn)	lei	0.00	0.00	167,985.56	167,985.56	167,985.56	167,985.56	167,985.56	167,985.56	167,985.56
Cheltuiel de operare si mentenanta	lei	0.00	0.00	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73
Cheltuieli de operare fixe, din care:	lei	0.00	0.00	394,225.47	394,225.47	394,225.47	394,225.47	394,225.47	394,225.47	394,225.47
Cheltuieli cu personalul	lei	0.00	0.00	205,533.95	205,533.95	205,533.95	205,533.95	205,533.95	205,533.95	205,533.95
Alte cheltuieli fixe	lei	0.00	0.00	188,691.52	188,691.52	188,691.52	188,691.52	188,691.52	188,691.52	188,691.52
Investiții	lei	51,654,561.45	119,691,490.58	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
Flux economic	lei	-51,654,561.45	-119,691,490.58	-39,443,918.86	-28,195,068.87	-17,692,334.81	7,855,136.18	1,388,404.86	10,102,403.33	18.516,197.62
Flux economic cumulat	lei	-51,654,561.45	-171,346,052.02	-210,789,970.89	-238,985,039.75	-256,677,374.56	-264,532,510.74	-263,144,105.88	-253,041,702.55	-234,525,504.93

Rata de actualizare economica	5%
VNAE	705,577,377.60 lei
RIRE	11.22%
B/C-E	1.354

Analiza economica

Anul	U.M	2032	2033	2034	2035	2036	2037	2038	2039	2040
Total intrări de numerar, din care:	lei	84,979,517.48	92,755,421.04	100,531,324.60	108,307,228.16	115,805,420.88	123,303,613.59	130,801,806.31	138,299,999.03	145,798,191.75
Beneficii globale din reducerea emisiilor de CO2	lei	84,979,517.48	92,755,421.04	100,531,324.60	108,307,228.16	115,805,420.88	123,303,613.59	130,801,806.31	138,299,999.03	145,798,191.75
Total ieșiri de numerar, din care:	lei	58,078,248.53	57,496,993.81	56,942,865.01	56,415,097.23	56,415,097.23	56,415,097.23	56,415,097.23	56,415,097.23	56,415,097.23
Cheltuieli de operare variabile, din care:	lei	57,684,023.06	57,102,768.33	56,548,639.54	56,020,871.76	56,020,871.76	56,020,871.76	56,020,871.76	56,020,871.76	56,020,871.76
Cheltuieli cu combustibilul	lei	34,114,450.19	33,152,480.22	32,217,636.18	31,309,153.16	31,309,153.16	31,309,153.16	31,309,153.16	31,309,153.16	31,309,153.16
Cheltuieli cu achiziția certificatelor de emisii CO2	lei	18,445,653.58	18,826,368.82	19,207,084.07	19,587,799.31	19,587,799.31	19,587,799.31	19,587,799.31	19,587,799.31	19,587,799.31
Alte cheltuieli variabile (inclusiv apa tehn)	lei	167,985.56	167,985.56	167,985.56	167,985.56	167,985.56	167,985.56	167,985.56	167,985.56	167,985.56
Cheltuiel de operare si mentenanta	lei	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73
Cheltuieli de operare fixe, din care:	lei	394,225.47	394,225.47	394,225.47	394,225.47	394,225.47	394,225.47	394,225.47	394,225.47	394,225.47
Cheltuieli cu personalul	lei	205,533.95	205,533.95	205,533.95	205,533.95	205,533.95	205,533.95	205,533.95	205,533.95	205,533.95
Alte cheltuieli fixe	lei	188,691.52	188,691.52	188,691.52	188,691.52	188,691.52	188,691.52	188,691.52	188,691.52	188,691.52
Investiții	lei	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
Flux economic	lei	26,901,268.94	35,258,427.23	43,588,459.59	51,892,130.92	59,390,323.64	66,888,516.36	74,386,709.08	81,884,901.80	89,383,094.51
Flux economic cumulat	lei	-207,624,235.99	-172,365,808.76	-128,777,349.17	-76,885,218.24	-17,494,894.60	49,393,621.76	123,780,330.83	205,665,232.63	295,048,327.14

L_J

Analiza economica

Anul	U.M	2041	2042	2043	2044	2045	2046	2047
Total intrări de numerar, din care:	lei	153,296,384.47	160,794,577.19	168,292,769.90	175,790,962.62	183,289,155.34	191,065,058.90	198,840,962.46
Beneficii globale din reducerea emisiilor de CO2	lei	153,296,384.47	160,794,577.19	168,292,769.90	175,790,962.62	183,289,155.34	191,065,058.90	198,840,962.46
Total ieșiri de numerar, din care:	lei	56,415,097.23	56,415,097.23	56,415,097.23	56,415,097.23	56,415,097.23	56,415,097.23	56,415,097.23
Cheltuieli de operare variabile, din care:	lei	56,020,871.76	56,020,871.76	56,020,871.76	56,020,871.76	56,020,871.76	56,020,871.76	56,020,871.76
Cheltuieli cu combustibilul	lei	31,309,153.16	31,309,153.16	31,309,153.16	31,309,153.16	31,309,153.16	31,309,153.16	31,309,153.16
Cheltuieli cu achiziția certificatelor de emisii CO2	lei	19,587,799.31	19,587,799.31	19,587,799.31	19,587,799.31	19,587,799.31	19,587,799.31	19,587,799.31
Alte cheltuieli variabile (inclusiv apa tehn)	lei	167,985.56	167,985.56	167,985.56	167,985.56	167,985.56	167,985.56	167,985.56
Cheltuiel de operare si mentenanta	lei	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73	4,955,933.73
Cheltuieli de operare fixe, din care:	lei	394,225.47	394,225.47	394,225.47	394,225.47	394,225.47	394,225.47	394,225.47
Cheltuieli cu personalul	lei	205,533.95	205,533.95	205,533.95	205,533.95	205,533.95	205,533.95	205,533.95
Alte cheltuieli fixe	lei	188,691.52	188,691.52	188,691.52	188,691.52	188,691.52	188,691.52	188,691.52
Investiții	lei	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
Flux economic	lei	96,881,287.23	104,379,479.95	111,877,672.67	119,375,865.39	126,874,058.11	134,649,961.67	142,425,865.23
Flux economic cumulat	lei	391,929,614.38	496,309,094.33	608,186,767.00	727,562,632.39	854,436,690.49	989,086,652.16	1,131,512,517.39

ADMINISTRAȚIA NAȚIONALĂ

„APELE ROMÂNE”

ADMINISTRAȚIA BAZINALĂ DE APĂ ȘIRET

Nr..           ....../IL/.^. ..î.^J?.i..2O23

Către,

MUNICIPIUL BACĂU, E-mail: xxxxxxxxx@xxxxxxxxxxxxxxxx

S.C. THERMOENERGY GROUP S.A. BACĂU, E-mail: xxxxxxxxxxx@xxxxxxxxxxxxxxx

Spre știință: ISPE PROIECTARE Șl CONSULTANȚĂ S.A., e-mail: xxxxxx@xxxxxxx SISTEMUL DE GOSPODĂRIRE A APELOR BACĂU

în urma analizei solicitării și memoriului tehnic transmis de dumneavoastră cu adresa nr. 453/10.03.2023 înregistrat la Administrația Bazinală de Apă Șiret cu nr. 4107/10.03.2023, privind emiterea unui punct de vedere referitor la proiectul ce va fi promovat de MUNICIPIUL BACĂU, respectiv “Centrală de cogenerare hibridă, vă comunicăm că, potrivit Legii Apelor nr. 107/1996 cu modificările și completările ulterioare și a Ordinului MAP nr. 828/2019, pentru promovarea proiectului menționat nu este necesară emiterea avizului de gospodărire a apelor, din următoarele considerente:

• •    Lucrările propuse prin proiect se vor desfășura în incinta societății S.C. THERMOENERGY GROUP S.A. BACĂU, str. Chimiei, nr. 6, mun. Bacău, jud. Bacău, iar funcționarea instalației de cogenerare nouă va fi integrată în sistemul actual de alimentare cu energie termică a sistemului centralizat Bacău.

• •    Instalația va fi amplasată în incinta societății S.C. THERMOENERGY GROUP S.A. BACĂU și va fi racordată la utilitățile existente pe amplasament și nu implică modificări ai parametrilor de capăt autorizați în legătură cu prelevarea și evacuarea apelor.

• •    proiectul nu presupune ocuparea de terenuri aflate în administrarea AN Apele Române.

• •    implementarea proiectului nu presupune realizarea de lucrări pentru utilizarea apelor de suprafață sau subterane sau pentru evacuarea de ape uzate.

• •    lucrările propuse nu sunt susceptibile de a conduce la poluarea apelor de suprafață și/sau subterane.

Titularul proiectului și elaboratorul memoriului tehnic ce a stat la baza emiterii prezentului document, sunt responsabili pentru exactitatea datelor și a informațiilor cuprinse în acesta.

La promovarea lucrărilor propuse prezentate în memoriul tehnic, beneficiarul/titularul investiției are obligația respectării următoarelor:

• •    prevederile Legii Apelor nr. 107/1996 (Anexa 2), cu modificările și completările ulterioare, privitoare la regimul restricționai de folosire a terenurilor situate în zonele de protecție din lungul cursurilor de apă;

• •    deșeurile rezultate pe parcursul desfășurării lucrărilor vor fi stocate temporar in spații/zone special amenajate, securizate și protejate corespunzător conform normelor in vigoare, până la eliminarea finală a acestora de către firme specializate pe bază de contract de preluare, transport și valorificare/eliminare a acestora;

• •    pe toată durata execuției lucrărilor este strict interzis a se efectua deversări/ descărcări ape uzate, deșeuri lichide sau solide, carburanți sau lubrifianți in apele de suprafață, subterane sau zonele adiacente;

str. Cuza Vodă, nr. 1, Cod Poștal 600274, Bacău, jud. Bacău

Tel: +4 0234 541 646 j Dispecerat: +4 0234 515 466

Fax: +4 0234 510 050 | +4 0234 515 797

Email: xxxxxxxx@xxxxxxxxxxxxxx

Către: MUNICIPIUL BACĂU pentru

SC TERMOENEGY GROUP SA - beneficiar

sediu: Str. Chimiei, Nr.6 municipiul Bacău

Tel. 0720 041872 persoană de contact Xxxxx Xxxxx; e-mail:xxxxxx@xxxxxxxxxxxxxx

Prin:     SC ISPE Proiectare și Consultanță SA - proiectant

Sediu: B-dul Lacul Tei, Nr.l-3, CP 30-33, București, cod poștal 020371

Știință: Serviciul Tehnic de Evidență Cadastru

Secția L 4 Bacău

Referitor la solicitarea dumneavoastră înregistrată la unitatea noastră cu nr. 1/4035/06.09.2022 pentru obținerea avizului CFR privind obiectivul “Construire centrală de cogenerare hibridă” - proiect/contract nr.273858972/1783/8972/2022 - faza SF întocmit de SC ISPE Proiectare și Consultanță SA București, vă comunicăm:

Prin Certificatul de Urbanism nr.493 din 28.06.2022, emis de Primăria Municipiului Bacău pentru obiectivul "Construire centrală de cogenerare hibridă”, pe amplasament situat în intravilanul Municipiului Bacău, Str. Chimiei, Nr.6, pe teren aflat în proprietatea publică a Municipiului Bacău, în administrarea Consiliului Local al Municipiului Bacău (Conform HCL nr.l81/29.04.2022, Extrasului de Caile Funciară nr.70024, eliberat la cererea nr.57560/08.08.2022), se solicită avizul CFR pentru obiectivului menționat.

Terenul și construcțiile cuprinse în Anexa 1 și 2 la HCL nr.l81/29.04.2022, pe care se va construi centrala de cogenerare hibridă, aparțin domeniului public al Municipiului Bacău (UAT Bacău), conform Deciziei nr.91/2022 a Curții de Apel Tg. Mureș, prin care se dispune trecerea bunurilor (terenuri și construcții) ale fostei societății SC CET SA Bacău, aflată în faliment, către UAT Bacău.

Terenul ocupat de către SC Termoenergy Group SA Bacău, cu suprafața de 492.037 m², este preluat pentru administrare și exploatare de la UAT Bacău.

Construcția centralei de cogenerare hibridă este inclusă în programul PNRR 2021, Pilonul I, Tranziția verde, Componenta 6 - Energie, Măsura de investiții 3 - "Dezvoltarea de capacității de producție pe gaze, flexibile și de înaltă eficiență, pentru cogenerare de energie electric și termică (CHP) în termoficarea urbană, în vederea realizării unei decarbonizări profunde ".

Centrala de cogenerare hibridă se va construi în incinta SC Termoenergy Group SA Bacău, denumită CET 1 Chimiei, în partea vestică a terenului, în vecinătatea amplasamentului grupului de cogenerare existent (turbina cu gaze de 14 MWe - ITG3), conform Planșei nr.l, scara 1:500, proiect întocmit de SC ISPE Proiectare și Consultanță SA București.

Proiectul constă în realizarea unei instalații de cogenerare de înaltă eficiență care utilizează gaze naturale pentru producerea de energie electrică și termică și care va fi pregătită pentru utilizarea de hidrogen în combinație cu gazul metan.

Noua instalație de cogenerare va fi integrată în schema funcțională a sistemului de alimentare centralizată cu energie termică Bacău, respectiv a sitemului de utilități existent al CET I Bacău.

Accesul la centrală se se va realiza din strada Chimiei, nr.6, municipiul Bacău, din drumul județean DJ 207G, prin poarta de acces nr.l.

HG 525 republicată/1996, Anexa nr.l - Regulamentul General de Urbanism reglementează necesitatea avizării pentru construcțiile în zonele de interes național în zonele protejate.

Conform actului nr.5.4/957/12.09.2022 al Diviziei Tehnice - Serviciul Tehnic de Evidență Cadastru și documentației analizate, obiectivul propus se va realiza pe amplasament situat în afara zonei de protecție a infrastructurii feroviare publice a liniei CF Ploiești -Vicșani, la o distanță mai mare de 100 m față de axa ultimei linii CF publice.

In conformitate cu Ordonanță de Urgență nr. 12/07.07.1998, actualizată, aprobată prin Legea nr.89/1999 privind transportul pe căile ferate române și reorganizarea Societății Naționale a Căilor Ferate Române este constituită „Zona de protecție a infrastructurii feroviare publice cuprinde terenurile limitrofe, situate de o parte si de alta a axei caii ferate, indiferent de proprietar, în limita a maximum 100 m de la axa căii ferate, precum si terenurile destinate sau care servesc, sub orice formă, la asigurarea funcționarii acesteia”.

Având în vedere cele precizate mai sus, avizul CN CF ”CFR” SA - Sucursala Regionala CF lași (solicitat prin Certificatul de Urbanism nr.493 din 28.06.2022, emis de Primăria Municipiului Bacău) pentru realizarea obiectivului solicitat nu este necesar.

Beneficiarul va achita la Sucursala Regionala CF Iași - Secția L 4 Bacău tariful de 129,77 lei fără TVA (154,43 lei cu TVA) pentru emiterea prezentului document, conform Dispoziției Directorului General nr.83 din 09.09.2008, actualizată de la 01.02.2022, anexa 1, pct.57 și Act nr.7/2/161/21.01.2022 al Direcției Achiziții Sectoriale, Contracte și Valorificări Active, Serviciul Valorificare Active din CN CF “CFR” SA, privind stabilirea tarifelor minime pentru serviciile auxiliare efectuate de CN CF “CFR” SA pentru terți.

Cod: PS-38-Ed2-R1-F1

loh

Teren: 468.812 mp                            “

Teren: Intravilan

Categoria de foloslnta(mp): Curți Construcții 468812mp

Plan detaliu

Sarcini tehnice (intersecții cu limitele legilor speciale) Legea 17, Art 3 O

Ultima actualizare a geometriei: 10-10-2012 Data șt ora generării: 17-06-2022 09:56

daU de «enffcwe din antet poate ti rataupentru uerKarea aatenMatU do:umenlvlvl la adresa hSptfmrebocpIdtdwUieare   'pag. 2 din

DELGAZ-GRID SA

ANEXA LA AVIZUL DE AMPLASAMENT

,.d⁹.../20.²?.

Întocmit

ing.Xxxxxxx Xxxxxx

Executant SC GEO POINT EXPERT SRL Certificat de autorizare Seria RO-B-J Nr. 1689 PF Autorizata ing. Xxxxxx Xxxxxxxxxxxx

Certificat <ie autorizare Seria RO-BC-F.Nr.2454 ,     .                Xxxxxx Xxxxxxxxxxxx

Xxxxxx          ANCPI :A, B, 2454

Dragomirescu ^q?^{-29 13:43:40}

1 VERIFICATOR : EXPERT	NUME	SEMNATUR?	CERimj	REFERAT «bvoâeare^ RAPORT dLfXjxxlfzitinrka fitluteAfci»
S.C. GEO POIM EXPERT S.RX. e-mail                      CUM 656034; KM/Î J 93RXXM				Beneficiar: Mumc^iul Bacan Amplasa meni: Mur. Bacait, str. Chinijci, nr.6	PtoiecC nr3 W
SPEdHCATiE	NUME	îaiL-vrug;	SCARA 1JG0D	Titlu proiect: CONSTRUIRE CENTRALA DE COGENERARE HIBRIDA	Enx OTAC
Frcîecm	cng. Eoil-Mitiajti. ÎGNEAT
j Desenat	râs. Daniel CAI IN	V» x	: D^L:.	Titlu planșa: Pbo dfe incarnare in zona	KdzMa «c l
Voificat	in- Loâaa DRAGaVERESCl

DELGAZ

grîd

MUNICIPIUL BACĂU

Localitate Bacau, Str. Calea Marasesti, Nr.6

Județul Bacau

AVIZ FAVORABIL

Nr.213871210, Data 05.09.2022

Stimate domnule/doamnă MUNICIPIUL BACAU,

Urmare a solicitării dumneavoastră, privind emiterea avizului de amplasament pentru denumire lucrare: „CONSTRUIRE CENTRALA DE COGENERARE HIBRIDA”, din localitatea Bacau, str.Chimiei, nr.6, nr.cad.70024, județul Bacau, în urma analizării documentației depuse vă comunicăm avizul favorabil, întrucât lucrarea precizată mai sus nu afectează sistemul de distribuție gaze naturale.

La toate clădirile amplasate în localități în care există rețele de gaze naturale, indiferent dacă clădirile sunt sau nu alimentate cu gaze, pentru evitarea pătrunderii în clădiri a eventualelor scăpări de gaze, se prevăd măsuri de etanșare la trecerile instalațiilor de orice utilitate (încălzire, apă, canalizare,cabluri electrice, telefonice, televiziune etc.) prin pereții subterani și prin planșeele subsolurilor clădirilor,conform NTPEE-2018, art.462.

Prezentul aviz este valabil până la data de 05.09.2023 (12 luni), cu posibilitatea prelungirii acestuia pe perioada de valabilitate a certificatului de urbanism. Prelungirea avizului se va solicita cu minim 15 zile înainte de expirarea avizului inițial.

Cu respect,

1

DEGR G IL 30-F3, Ed.1

Direcția de Sanatate Publica Județeană Bacau

i" municipii;*. -.c/u ।

THERMOENERGY > j GROUP S.A. BACAU i

NOTIFICARE SANITARA

NR. 278 DIN 20.09.2022

Titular: MUNICIPIUL BACAU

OBIECTIV: CONSTRUIRE CENTRALA DE COGENERARE HIBRIDA

Adresa: BACAU

Str. CHIMIEI Nr. 6 Bl. Sc. Ap.

Urmare a cererii nr. 24083 din 05.09.2022 privind amplasarea unei construcții avand:

DESTINAȚIE: CONSTRUIRE CENTRALA DE COGENERARE HIBRIDA

SP. CONSTR: - AMPLASAMENT CORESPUNZĂTOR FATA DE VECINĂTĂȚI. -NOTIFICAREA SANITARA ESTE VALABILA DOAR PENTRU FAZA S.F. DUPĂ APROBAREA ACESTEI FAZE SE VA SOLICITA AVIZ SANITAR DE CONSTRUIRE.

REGIM ÎNĂLȚIME:

Conform cu documentația anexata si a referatului nr. 283 din 20.09.2022, intocmit de compartimentul de specialitate, va facem cunoscut ca suntem de acord cu amplasamentul propus cu respectarea "Normelor de igiena si sanatate publica privind mediul de viata al populației" aprobate prin Ordinul Nr. 119 din 2014 actualizat al Ministerului Sanatatii si Procedurile de reglementare sanitara pentru proiecte de amplasare, amenajare si construire, aprobate prin Ordinul nr. 1030 din 2009 actualizat al Ministerului Sanatatii.

Nerespectarea datelor din documentația anexata spre notificare se sancționează conform legislației in vigoare.

	Nume .Prenume	Funcția	Data	Sern	Satura
AVIZAT	Dr.Xxxxxx Xxxxx	MEDIC SEF SSP	20.09.2022
REDACTAT	Xxxxxx Xxxx	CONSILIER SUP.	20.09.2022

I 1 P I U L B AC AU TRMOENERGY

JP S.A. BACĂU

2GRETARMT

SOMA S.R.L. BACĂU                                   rșiqE            j

J04/1782/1991, CUI: RO946778                                   -JfCkâQ ' ^;AA

Sediu social: str. Alexei Tolstoi, nr.6, cod 600093, Bacau, jud Bacău, RofîranTtn⁵'- ----

Adrese de corespondență str Teiului nr 11, cod 600329. Bacău. Jud. Bacău, România

Tel/fax: +4 0234 514800 e-mail: xxxxxx@xxxxxxx, www.soma.ro.www.somabacau.ro

cont: RO89BACX0000000454871000 Unicredit Bank Bacău

Către:	MUNICIPIUL BACAU	înregistrat SOMA SRL Bacău Nr. fl j r 1 iCJâ 2022
în atenția:	Primăriei Bacău
Referitor:	Aviz salubritate

Subscrisa SOMA SRL Bacău avizează favorabil executarea lucrărilor de:

• -    Construire centrala de cogenerare hibrida.

situate în județul Bacau, municipiul Bacău aferente Certificat de Urbanism nr. 493/28.06.2022.

• -    str.Chimiei, nr.6, având număr cadastral 70024 conform planurilor de situație și încadrare în zona și a Extrasului de Carte Funciară nr. 30688/27.04.2022.

Deșeurile de materiale de construcții clasificate ca fiind nepericuloase (cf. HG 856'2002) rezultate din desființare / construire și care nu vor fi reutilizate se vor preda (de către constructor / beneficiar / societate autorizată) la centrul de colectare a deșeurilor din construcții și demolări situat pe amplasamentul Depozitului Ecologic Bacău. în vederea sortării și tratării.

Categoriile de deșeuri de materiale de construcții clasificate ca fiind deșeuri periculoase pentru mediu (ex. eternită. azbest, carton bituminat etc.) vor fi transportate către o societate autorizată pentru tratarea și eliminarea acestora.

Beneficiarul va delimita în incintă o suprafață destinată amplasării recipientelor de precolectare a deșeurilor municipale astfel încât acestea să nu fie precolectate în spațiul public, atât pe timpul lucrărilor de construire/desființare, cât și după finalizarea construcției, pentru utilizatorii care vor genera deșeuri municipale la locația respectivă.

Prezentul aviz este valabil pentru perioada de valabilitate a autorizației de desființare / construire.

Compania Națională de Transport al Energiei Electrice CNTEETranselectricaSA-Punctde‘ucru:StradaOituz,nr 41, Bacău, C.P 600266; Număr de înregistrare Oficiul Registrului Comerțului J40J8060/200Q, Cod Urce de înregistrare 13328043; Telefon *402342071 20,Fax *4023451 7456 Capitaf subscris și vărsat: 733.031 420 lei

www transelectrica.ro

Nr. R 10136 Data: 12.09.2022

Către,

PRIMĂRIA MUNICIPIULUI BACĂU

str. Mărășești, nr. 6, municipul Bacău, județul Bacău

tel: 0234/581849

e-mail: xxxxxxxxxxxxxxx@xxxxxxxxxxxxxxxx

Dlui. Xxxxxx Xxxxxx Xxxxxxx Xxxxxxx, Primarul Municipiului Bacău

Subiect: Solicitare aviz de amplasament

Stimate solicitant,

Având în vedere cererea Dvs. înregistrată cu nr. 10136 din 12.09.2022 prin care solicitați emiterea unui aviz de amplasament pentru obiectivul" 1.1.1.A.) Construire centrală de cogenerare hibridă " situat în incinta SC THERMOENERGY GROUP BACĂU, str. Chimiei, nr. 6, municipul Bacău, județul Bacău, nr. cadastral 70024, așa cum este înscris în Certificatul de Urbanism nr. 493 din 28.06.2022 emis de către Primăria Municipului Bacău, județul Bacău, vă comunicăm că instalațiile CNTEE Transelectrica SA - U.T.T. Bacău ( stația electrică de transformare 400/110 kV Bacău Sud și rețeaua de fibra optică proprie ) se află amplasate la distanță fața de obiectivul Certificatului de Urbanism mai înainte menționat

Prin urmare, în conformitate cu prevederile art. 5 (1) din Ordinul ANRE nr. 25/2016 actualizat, privind " Metodologia pentru emiterea avizelor de amplasament de către operatorii de rețea ", pentru obiectivul înscris în Certificatul de Urbanism nr. 493 din 28.06.2022 " 1.1.1.Â.) Construire centrală de cogenerare hibridă ", emis de către Primaria Municipului Bacău, județul Bacău, nu este necesară emiterea unui aviz de amplasament de către Compania Națională de Transport al Energiei Electrice "Transelectrica" S.A prin Unitatea Teritorială de Transport Bacău.

Compania Națională de Transport al Energiei Electrice "Transelectrica" - S.A reprezentată statutar prin

Xxxxxxx Xxxxxxxxxx

Președinte al Directoratului prin

Xxxxxx Xxxxx Xxxxxx

Manager U.T.T. Bacău

Cf. Pro^^RFT316§3ffl4.07.2022

Xxxxxx-Xxxxxxxx Xxxxxx

Membru al Directoratului prin

Xxxxxxxx Xxxxxxx

Manager Operațiuni U.T.T. Bacău  Cf. Procură nr. '81709/04.07.2022

¹

1 ) În primele două faze ale schemei EU ETS, alocarea certificatelor de emisii de gaze cu efect de seră s-a realizat prin intermediul Planului Național de Alocare.

²

Comercializarea s-a realizat prin licitația certificatelor EUA și EUAA, producătorii de energie electrică nemaiprimind alocare gratuită de certificate de emisii de gaze cu efect de seră. România este eligibilă pentru aplicarea opțională a articolului 10c din Directiva 2003/87/CE.

³

Art. din directiva ETS

⁴

https://eur4ex.europa.eu/legal<ontent/RO/TXT/?uri=CELEX:52021XC0218(01)

7

⁵

Prin termenul teren specific acestui contract se înțelege sediul Autorității Contractante, operatorului SACET, terți și alte instituții publice ce dețin date și informații relevante pentru scopul Lucrării, care se găsesc în documente care nu pot fi înstrăinate sau furnizate on-line de deținătorii acestora către Prestator.