Hotărârea nr. 169/2012

Hotararea Consiliului Local nr. 169 privind aprobarea „Studiului privind viabilitatea tehnico-economică a integrăriiserviciului public de alimentare cu energie termică din municipiul Craiova”

MUNICIPIUL CRAIOVA

CONSILIUL LOCAL AL MUNICIPIULUI CRAIOVA

HOTĂRÂREA NR. 169

privind aprobarea „Studiului privind viabilitatea tehnico-economică a integrării serviciului public de alimentare cu energie termică din municipiul Craiova”

Consiliul Local al Municipiului Craiova, întrunit în ședința ordinară din data de 31.10.2012.

Având în vedere raportul nr.140712/2012 al Direcției Servicii Publice, prin care se propune aprobarea „Studiului privind viabilitatea tehnico-economică a integrării serviciului public de alimentare cu energie termică din municipiul Craiova” și rapoartele comisiilor de specialitate ale Consiliului Local al Municipiului Craiova nr.109, 110, 112, 113 și 114/2012;

În conformitate cu prevederile Legii nr.51/2006 a serviciilor comunitare de utilități publice, modificată prin Ordonanța de Urgență a Guvernului nr.13/2008, Legii nr. 325/2006 a serviciului public de alimentare cu energie termică;

În temeiul art. 36 alin. 2 lit. d coroborat alin. 6 lit. a, pct.14, art. 45 alin. 1, art.61 alin.2 și art.115 alin.1 lit.b din Legea nr. 215/2001, republicată, privind administrația publică locală;

HOTĂRĂȘTE:

Art.1. Se aprobă Studiul privind viabilitatea tehnico-economică a integrării serviciului public de alimentare cu energie termică din municipiul Craiova, prevăzut în anexa care face parte integrantă din prezenta hotărâre.

Art.2. Primarul Municipiului Craiova, prin aparatul de specialitate: Serviciul Administrație Publică Locală, Direcția Servicii Publice și S.C.TERMO CRAIOVA S.R.L. vor aduce la îndeplinire prevederile prezentei hotărâri.

PREȘEDINTE DE ȘEDINȚĂ,


Lucian Costin DINDIRICĂ


CONTRASEMNEAZĂ, SECRETAR, Nicoleta MIULESCU

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 1

CUPRINS______________________________________________________________Pag.

  • 1 DATE GENERALE

    • 1.1 Denumirea studiului

    • 1.2 Beneficiar

    • 1.3 Elaborator

    • 1.4 Necesitatea și oportunitatea studiului

    • 1.5 Obiectivele studiului

  • 2 PREZENTAREA SITUAȚIEI ACTUALE

9

  • 2.1 Prezentarea entităților care asigură serviciul public de alimentare cu energie

termică în municipiul Craiova

  • 2.2 Contextul instituțional, legislativ și de reglementare privind sistemul de

termoficare actual și de perspectivă

  • 2.2.1   Contextul instituțional și de reglementare

  • 2.2.2  Contextul legislativ

  • 2.3 Prezentarea stării tehnice actuale a componentelor sistemului centralizat

    • 2.3.1   Prezentarea stării tehnice a echipamentelor principale din cadrul sursei de

producere a energiei termice

  • 2.3.2  Prezentarea stării tehnice a sistemului de transport și distribuție

  • 2.4 Resurse primare utilizate

  • 2.5 Prezentarea performanțelor energetice 

    • 2.5.1   Uzina Craiova

    • 2.5.2  Sistemul de transport

    • 2.5.3  Centralele termice

    • 2.5.4  Sistemul de distribuție

  • 2.6 Performanțe financiare

    • 2.6.1   Situațiile financiare ale Uzinei Craiova

    • 2.6.2  Situațiile financiare ale RATF Craiova

  • 2.7 Evaluarea situației din punct de vedere al respectării cerințelor de mediu

  • 2.8 Prezentarea măsurilor de eficientizare a sistemului de termoficare

    • 2.8.1  Măsuri de eficientizare realizate până în prezent

    • 2.8.2  Măsuri de eficientizare în curs de realizare

  • 2.9 Prezentarea măsurilor de conformare la prevederile reglementărilor privind

protecția mediului

2.10Estimarea stadiului de realizare a programului de reabilitare termică a blocurilor 70 de locuințe

2.11Situația economică a municipiului Craiova și situația socială a locuitorilor

  • 3 ANALIZA PIEȚEI LOCALE DE ENERGIE TERMICĂ

    Formular cod: FPM-03.01-01-02


9

  • 3.1 Prezentarea pieței de energie termică din municipiul Craiova

  • 3.2 Consumul istoric de energie termică

  • 3.3 Producerea energiei termice

  • 3.4 Transportul, distribuția și furnizarea energiei termice

    Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

    Revizie: 0

    Pag. 2

  • 3.5 Prețuri și tarife

  • 3.6 Posibilități de extindere a pieței de energie termică

  • 4 PIAȚA DE ENERGIE ELECTRICĂ ȘI PIAȚA CERTIFICATELOR DE CO2

    • 4.1 Piața de energie electrică

      • 4.1.1  Structura pieței de energie electrică din România

      • 4.1.2  Funcționarea pieței de energie electrică în cifre

      • 4.1.3   Prețuri și tarife

      • 4.1.4  Influența schemelor de sprijin asupra prețului energiei electrice

      • 4.1.5  Influența EU-ETS asupra prețului energiei electrice

      • 4.1.6  Ținte de reducere a emisiilor de CO2 în perspectiva anului 2050

      • 4.1.7  Evoluția pieței de energie electrică spre o piață europeană

    • 4.2 Piața certificatelor de emisii de CO2

      • 4.2.1  Aspecte generale

      • 4.2.2  Participanții la piața certificatelor de emisii de gaze cu efect de seră

      • 4.2.3  Produsele și sistemul de tranzacționare pe piața certificatelor de emisii de

gaze cu efect de seră

  • 4.2.4  Evoluția prețului certificatelor de emisii CO2

  • 4.3 Piața de energie electrică la nivelul municipiului Craiova

  • 5 PIAȚA DE COMBUSTIBILI DIN ROMÂNIA

9

  • 5.1 Disponibilitatea resurselor primare pentru perioada următoare

  • 5.2 Prețuri curente și de perspectivă

    • 5.2.1   Evoluția prețului lignitului autohton

    • 5.2.2  Scenarii de evoluție a prețului cărbunelui energetic pe piața externă

    • 5.2.3  Prețuri și tarife pentru gazele naturale

  • 6 MĂSURI DE EFICIENTIZARE A FUNCȚIONĂRII SISTEMULUI INTEGRAT DE

TERMOFICARE

  • 6.1 Principii avute în vedere

  • 6.2 Programul de investiții pentru orizontul de timp 2012^2021

  • 6.3 Estimarea necesarului de energie termică la nivelul consumatorilor racordați la

sistemul centralizat din municipiul Craiova

  • 6.4 Măsurile de creștere a eficienței energetice în sistemul de transport și distribuție146

  • 6.5 Estimarea necesarului de energie termică la limita sursei de producere

  • 6.6 Măsurile de eficientizare la nivelul sursei de producere

  • 6.7 Principalele efecte scontate ca urmare a implementării măsurilor propuse

  • 7 ANALIZA TEHNICO - ECONOMICĂ A MĂSURILOR DE EFICIENTIZARE PE CONTURUL

INTEGRAT

Formular cod: FPM-03.01-01-02


  • 7.1 Metodologie

  • 7.2 Premise de analiză

  • 7.3 Prețurile de vânzare pentru energie electrică și termică

  • 7.4 Prețurile la combustibili

  • 7.5 Investițiile necesare în soluțiile de eficientizare analizate

    Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

    Revizie: 0

    Pag. 3

  • 7.6 Evoluția estimată a producției de energie și a consumului de combustibil

  • 7.7 Evoluția estimată a cheltuielilor de operare

  • 7.8 Evoluția estimată a veniturilor

  • 7.9 Rezultatele analizei tehnico-economice comparative

  • 8 PROGRAMUL DE INVESTIȚII LA NIVELUL SISTEMULUI CENTRALIZAT

9

  • 8.1 Investițiile aflate în derulare pentru eficientizarea sistemului centralizat de

termoficare și stadiul acestora

  • 8.2 Estimarea efortului de investiții necesare pe tipuri de lucrări

  • 8.3 Prioritizarea realizării investițiilor

  • 9 ANALIZA FINANCIARĂ PE CONTURUL SISTEMULUI CENTRALIZAT

    • 9.1 Metodologie

    • 9.2 Premise

    • 9.3 Preturi utilizate în analiză

      • 9.3.1   Evoluția prezumată a prețului mediu de achiziționare a certificatelor de emisii de CO2 181

      • 9.3.2  Evoluția prezumată a prețului la energia electrică

      • 9.3.3  Evoluția prezumată a prețului la energia termică

    • 9.4 Venituri anuale din exploatare

    • 9.5 Cheltuieli anuale de exploatare

    • 9.6 Fluxul de venituri si cheltuieli

    • 9.7 Fluxul financiar al afacerii

10ALTERNATIVE DE ORGANIZARE ADMINISTRATIVĂ A SACET CRAIOVA

  • 10.1 Alternative analizate privind organizarea SACET Craiova

10.2Descrierea alternativelor analizate și a variantelor de preluare

  • 10.2.1 Cadrul legal al funcționării serviciului public

  • 10.2.2 Cerințe și etape

11ANALIZA SWOT PRIVIND ALTERNATIVELE DE ORGANIZARE A SACET

11.1Aspecte privind funcționarea sistemului de alimentare centralizată cu energie termică în forma actuală

  • 11.1.1 Particularități privind funcționarea sursei de energie

  • 11.1.2 Caracteristicile și constrângerile pe parte de producere a energiei electrice . 205

  • 11.1.3 Caracteristicile și constrângerile pe parte de producere a energiei termice ... 205

  • 11.1.4 Cerințe și beneficii privind cogenerarea de înaltă eficiență

  • 11.1.5 Cerințe de mediu cu privire la sursă

  • 11.1.6 Modul de valorificare a energiei electrice

  • 11.1.7 Modul de valorificare a energiei termice

    Formular cod: FPM-03.01-01-02


  • 11.1.8 Prețuri combustibili

  • 11.1.9 Investiții și credite contractate

11.2Avantajele sistemului integrat

11.3Analiza SWOT

12CONCLUZII ȘI RECOMANDĂRI

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 4

ANEXE


Nr. pag.

Formular cod: FPM-03.01-01-02


Anexa A - Tema de proiectare

6 pag.

Anexa B - Cadrul legislativ specific

14 pag.

Anexa C - Caracteristicile principale ale cazanelor din centralele termice

52 pag.

Anexa D - Caracteristicile tehnice ale rețelelor de distribuție f                                                                    f

pentru încălzire și apă caldă menajeră din stațiile termice și centralele termice ce aparțin Regiei Autonome Termoficare Craiova

83 pag.

Anexa E - Programul de investiții la nivelul SACET

1 pag.

Anexa F - Evoluția estimată a cheltuielilor de operare

2 pag.

Anexa G - Fluxul de Venituri si Cheltuieli - Analiza comparativă

4 pag.

Anexa H - Fluxul de Venituri si Cheltuieli Previzionat

3 pag.

Anexa I - Fluxul financiar al afacerii

3 pag.

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 5

  • 1 DATE GENERALE

    • 1.1 Denumirea studiului

„Studiu privind viabilitatea tehnico-economică a integrării serviciului public de alimentare cu energie termică din municipiul Craiova”.

  • 1.2 Beneficiar

Beneficiarul lucrării este Societatea Comercială Complexul Energetic Oltenia S.A., având Sediul social în România, orașul Turceni, str. Uzinei nr.1, județul Gorj.

Societatea Comercială Complexul Energetic Oltenia S.A. s-a înființat în conformitate cu prevederile Hotărârii Guvernului României nr. 1024/2011 privind unele măsuri de reorganizare a producătorilor de energie electrică de sub autoritatea Ministerului Economiei, Comerțului și Mediului de Afaceri, prin fuziunea Societăților Comerciale: Complexul Energetic Craiova S.A., Complexul Energetic Rovinari S.A., Complexul Energetic Turceni S.A. și Societatea Națională a Lignitului Oltenia S.A.

Compania are ca scop desfășurarea de activități de cercetare geologică pentru descoperirea rezervelor de lignit, extracția lignitului, producția și furnizarea de energie electrică și termică pe bază de lignit.

Societatea Comercială Complexul Energetic Oltenia S.A. dispune de 14 blocuri energetice cu o putere electrică instalată de 4230 MW.

În ceea ce privește activitatea de extracție și prelucrare a lignitului Societatea deține un număr de 79 de utilaje miniere de mare capacitate, distribuite în 15 cariere, care pot asigura o capacitate de producție de peste 30 milioane tone lignit pe an.

Producția de energie electrică realizată de centralele din portofoliul CE Oltenia în anul 2011 a fost de circa 17,5 TWh, reprezentând 31% din producția de energie electrică la nivelul României.

Obiective generale ale Societății Comerciale Complexul Energetic Oltenia S.A. sunt:

  • -  valorificarea rezervei de lignit din perimetrele de exploatare proprii;

  • -  menținerea și dezvoltarea activității de extracție a lignitului;

  • - implementarea unor tehnologii moderne și performante care să conducă la un preț competitiv al energiei electrice, în condițiile actuale ale pieței de energie electrică;

    Formular cod: FPM-03.01-01-02


  • -  reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră conform legislației în vigoare privind protecția mediului;

  • - valorificarea superioară a infrastructurilor și amplasamentelor libere;

  • -  viabilizarea economică a județului Gorj, pentru a menține ocuparea continuă a forței de muncă în zonele miniere;

    Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

    Revizie: 0

    Pag. 6

- creșterea siguranței și independenței energetice naționale prin realizarea unei capacități de producție de ultimă generație la gura minei.

  • 1.3 Elaborator

Institutul de Studii și Proiectări Energetice București (S.C. ISPE S.A.) cu sediul în B-dul. Lacul Tei nr. 1-3, Sector 2, București, cod poștal 020371, înregistrată la Oficiul Registrul Comerțului nr. J40/5731/1996, Cod înregistrare fiscală RO8630885, COD IBAN: O21BRDE450SV01043364500 deschis la BRD - SMCC(România), tel. 0212107080, fax. 0212110594, www.ispe.ro

  • 1.4 Necesitatea și oportunitatea studiului

Sectorul energetic din România este supus în prezent unei serii de provocări care decurg din alinierea acestuia la politicile energetice definite prin următoarele documente programatice:

  • -  Programul de guvernare privind sectorul energetic, inclusiv respectarea obligațiilor asumate față de FMI;

  • -  Strategia energetică a României;

  • -  Planul Național de Investiții aprobat de către CE în contextul derogării tranzitorii prevăzută de art.10c al Directivei 2003/87/CE completată și modificată prin Directiva 2009/29/CE;

  • -  Documentele UE privind crearea pieței europene de energie electrică;

  • -  Perspectiva energetică 2050 (Road Map 2050) a UE, cu luarea în considerare a asigurării securității energetice bazată pe mixtul de combustibil și utilizarea resurselor energetice naționale.

Actuala politică energetică este marcată de dezvoltarea sectorului energetic, care să susțină activ dezvoltarea economică a țării și reducerea decalajelor față de Uniunea Europeană.

Viziunea strategică a României pentru sectorul energetic, este cea a unei țări membre a UE, care și-a însușit și pus în aplicare acquis-ul comunitar, iar piața românească va fi parte a marii piețe comunitare de energie. Aceasta va trebui să fie o piață concurențială, în primul rând la nivel național și mai apoi la nivel regional și european, o piață în care ponderea consumatorilor eligibili va fi predominantă, o piață în care marea majoritate a activităților de producere, distribuție și furnizare se vor realiza în sectorul privat și nu în cel de stat.

Formular cod: FPM-03.01-01-02


În acest context, pentru România este absolut necesară concentrarea eforturilor în menținerea și dezvoltarea mixtului energetic, precum și valorificarea cu eficiență maximă a resurselor de energie primară pe care le deține. Valorificarea resurselor de lignit local reprezintă pentru România un element strategic, în contextul în care această resursă poate contribui la acoperirea cererii de energie electrică în proporție de cca. 38%.

Piața energiei electrice din România va evolua spre o piață deschisă transnațională și integrată cu piața energetică a Uniunii Europene, iar piața energiei termice va rămâne intrinsec o piață locală.

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 7

În perioada ultimilor ani sectorul energiei electrice și termice din România s-a restructurat profund, obiectivele principale ale acestei restructurări fiind:

  • - creșterea eficienței;

  • - reducerea costurilor;

  • - atragerea de investiții private;

  • - utilizarea eficientă a resurselor naționale disponibile.

În vederea asigurării unei operări integrate a complexelor energetice producătoare de energie pe bază de lignit local, prin Hotărârea Guvernului României nr. 1024/2011 a fost înființată Societatea Comercială Complexul Energetic Oltenia S.A., companie care în acest fel devine un actor principal în plan regional prin valorificarea cu maximă eficiență a potențialului de care dispune România în domeniu.

Societatea Comercială Complexul Energetic Oltenia S.A. dispune de 14 blocuri energetice cu o putere electrică instalată de 4230 MW din care:

  • ■   S.E. Rovinari - 4 blocuri energetice de 330 MW pe lignit în condensație;

  • ■   S.E. Turceni - 6 blocuri energetice de 330 MW pe lignit în condensație ;

  • ■   S.E. Craiova:

  • - 2 blocuri energetice de 315 MW pe lignit în condensație la Uzina Isalnita;

  • - 2 blocuri energetice de 1 50MW/1 60Gcal/h pe lignit în cogenerare la Uzina Craiova

Uzina Craiova din cadrul S.E. Craiova este printre cele mai noi centrale termoelectrice din sectorul energetic românesc. Centrala livrează energie electrică în Sistemul Energetic Național și energie termică pentru:

  • - consumatorii racordați la sistemul de alimentare centralizată cu energie termică din municipiul Craiova

  • - consumatorii industriali de pe platforma de sud a municipiului Craiova.

În vederea respectării legislației în vigoare privind protecția mediului, în cadrul Uzinei Craiova este în curs de derulare proiectul de investiție privind montarea unei instalații comune de desulfurare de tip umed pentru blocurile 1 și 2, prin implementarea căruia se va realiza reducerea emisiilor de SO2 la valori sub 200 mg/Nm3.

S.E. Craiova asigură de asemenea serviciul de transport al energiei termice din cadrul sistemului de alimentare centralizată cu energie termică (SACET).

Formular cod: FPM-03.01-01-02


Serviciul public de distribuție a energiei termice este asigurat de către Regia Autonomă Termoficare Craiova, care administrează punctele termice, centralele termice și rețelele de distribuție, aflate în proprietatea publică a Primăriei.

Aplicarea unor măsuri de modernizare și eficientizare cu impact maximal asupra consumului energetic primar, precum și asupra prețului final al energiei, necesită o abordare la nivel integrat a programului de investiții pe întregul lanț energetic - producere, transport și distribuție,

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 8

precum și aplicarea unei strategii de operare, monitorizare și control permanent al funcționării instalațiilor în cadrul parametrilor optimi, de la producere până la utilizator.

Din acest punct de vedere apare ca oportună integrarea serviciului public de alimentare cu energie termică din municipiul Craiova în cadrul unei singure entități.

  • 1.5 Obiectivele studiului

Scopul studiul este acela de a analiza viabilitatea integrării serviciului public de alimentare cu energie termică din municipiul Craiova în cadrul unei singure entități, și de a determina modalitatea optimă de organizare din punct de vedere administrativ în scopul eficientizării și rentabilizării acestuia.

Principalele obiective ale studiului vor fi:

  • -  analiza situației existente a celor două companii, din punct de vedere tehnic, operațional, juridic și economico-financiar

  • -  stabilirea și evaluarea soluțiilor tehnice care vor conduce la creșterea eficienței energetice a sistemului de termoficare, în condițiile unor prețuri minime ale energiei termice și electrice

  • -  stabilirea și evaluarea implicațiilor tehnice din punct de vedere al siguranței și securității în exploatare a SEN, după integrarea serviciului public de alimentare cu energie termică din municipiul Craiova în cadrul unei singure companii producătoare de energie electrică și termică.

De asemenea, studiul va analiza comparativ alternative de transfer administrativ a activităților din cadrul serviciului public de alimentare cu energie termică, cu identificarea și luarea în considerare a tuturor implicațiilor semnificative care pot să apară.

Formular cod: FPM-03.01-01-02


Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 9

  • 2  PREZENTAREA SITUAȚIEI ACTUALE

9

  • 2.1 Prezentarea entităților care asigură serviciul public de alimentare cu energie termică în municipiul Craiova

Sistemul de alimentare centralizată cu energie termică din municipiul Craiova are următoarele componente principale:

  • •  surse de producere a energiei termice: CET Craiova - centrală de cogenerare și centrale termice;

  • •  rețele termice primare, care asigură transportul energiei termice;

  • •  puncte termice, care asigură transferul energiei termice între agentul primar și agentul secundar;

  • •  rețele termice secundare, care asigură distribuția energiei termice către consumatorul final;

  • •  consumatorii finali.

În prezent serviciul public de alimentare cu energie termică din municipiul Craiova este asigurat prin activitatea operațională și comercială a două entități astfel:

  • •  Regia Autonomă de Termoficare Craiova, care realizează atât distribuția energiei termice cât și producerea energiei termice în surse proprii

  • •  Uzina Craiova, care realizează producerea energiei termice în CET Craiova și transportul acesteia la punctele termice

Consumatorii finali de energie termică alimentați în sistem centralizat sunt racordați atât la rețeaua de transport, cât și la rețeaua de distribuție.

Regia Autonomă Termoficare Craiova (R.A. Termoficare Craiova)

R.A. Termoficare Craiova a fost înființată prin Hotărârea Consiliului Local Municipal Craiova nr. 180/1998, prin care Regia Autonomă Apă, Canal, Termoficare Craiova a fost reorganizată, în baza Legii nr. 15/1990, în două regii autonome, aflate sub autoritatea Consiliului Local al municipiului Craiova și anume: Regia Autonomă APA - Craiova și Regia Autonomă TERMOFICARE (RATF) - Craiova.

RATF Craiova este persoană juridică și funcționează pe bază de gestiune economică și autonomie financiară, în conformitate cu legislația în vigoare și Regulamentul de organizare și funcționare.

Structura organizatorică a RATF Craiova se propune de către Consiliul de Administrație și se aprobă de către Consiliul Local al municipiului Craiova

Conducerea Regiei Autonome Termoficare este asigurată de:

Formular cod: FPM-03.01-01-02


  • •   Consiliul de administrație;

  • •   Comitet de direcție, constituit din directorul general, directorul tehnic (exploatare) și directorul economic.

RATF Craiova are un număr de personal de circa 762 angajați.

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 10

Regia Autonomă trebuie să acopere din veniturile provenite din activitatea sa, toate cheltuielile, inclusiv dobânzile, amortizarea investițiilor și rambursarea creditelor și să obțină profit.

Veniturile și cheltuielile regiei se stabilesc prin buget, pentru fiecare exercițiu financiar.

RATF Craiova include:

  • •  Rețele termice de distribuție, constituite din cca. 490 km de conducte amplasate în canale termice subterane nevizitabile (cca.123 km)

  • •  105 puncte termice, care utilizează ca agent termic primar apă fierbinte furnizată de Uzina Craiova

  • •  16 centrale termice de cvartal

  • •  36 centrale termice la nivel de bloc (scară de bloc)

Centralele termice de cvartal și centralele termice la nivel de bloc/scară utilizează drept combustibil gazele naturale furnizate de GDF SUEZ Energy România.

Activitatea de producere a energiei termice, exclusiv producerea în cogenerare, precum și activitățile de transport, distribuție și furnizare a energiei termice în cadrul sistemelor centralizate, se desfășoară pe bază de licențe acordate de ANRSC, conform prevederilor Legii nr. 325/2006 - Legea privind serviciul public de alimentare cu energie termică.

Tabel nr. 2.1 - 1 Date operator R.A. Termoficare Craiova

Denumire completă operator

Regia Autonomă Termoficare Craiova

Scopul principal

Distribuția și furnizarea de energie termică

Structura legală

Regie autonomă

Proprietar

Consiliul Local al Municipiului Craiova

Numărul de înregistrare la Camera Comerțului

J16/62/1999

Numărul din registrul administrației finanțelor publice (CU)                                ’          ’

RO11429343

Adresă

Str. Mitropolit Firmilian, nr. 14, localitatea Craiova, jud. Dolj

Licențele/autorizațiile deținute de RATF Craiova sunt prezentate în tabelul următor

Formular cod: FPM-03.01-01-02


Tabel nr. 2.1 - 2 Licențele/autorizațiile deținute de RATF Craiova

Licență

Autoritatea emitentă

Număr licență

Valabilitate

Licență pentru producerea de energie termică

ANRE

247/27.03.2001

25 ani

Licență pentru distribuția energiei termice

ANRE

248/27.03.2001

25 ani

Licență pentru furnizare de energie termică

ANRE

249/27.03.2001

25 ani


Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 11

Sucursala Electrocentrale Craiova (S.E. Craiova)

S.E. Craiova face parte din S.C. Complexul Energetic Oltenia S.A.

În baza HG nr. 1024/2011 privind unele măsuri de reorganizare a producătorilor de energie electrică de sub autoritatea Ministerului Economiei, Comerțului și Mediului de Afaceri, s-a demarat procesul de înființare a SC Complexul Energetic Oltenia SA. Data înființării este 31.05.2012.

Complexul Energetic Oltenia s-a înființat prin fuziunea următoarelor societăți comerciale:

  • •  Societatea Națională a Lignitului Oltenia Tg.Jiu SA

  • •  Complexul Energetic Turceni, care a devenit Sucursala Electrocentrale Turceni

  • •  Complexul Energetic Rovinari, care a devenit Sucursala Electrocentrale Rovinari

  • •  Complexul Energetic Craiova, care a devenit Sucursala Electrocentrale Craiova

În prezent, CE Oltenia SA este administrată în sistem dualist, prin Directorat și Consiliu de Supraveghere.

Acționarii CE Oltenia sunt MECMA (77%) și Fondul Proprietatea (21,5%).

Sediul CE Oltenia S.A. este la adresa: Turceni, str. Uzinei nr. 1, judetul Gorj.

S.E. Craiova are ca obiect de activitate producerea, transportul, distribuția și furnizarea de energie termică și producție și furnizarea de energie electrică, activități licențiate de Autoritatea Națională de Reglementare în domeniul Energiei.

S.E. Craiova cuprinde două centrale:

  • •  Uzina Ișalnița, echipată cu 2 blocuri energetice de 315 MW pe lignit în condensație

  • •  Uzina Craiova, echipată în principal cu 2 blocuri energetice   de

150MW/120MW+160Gcal/h pe lignit, în cogenerare.

Uzina Craiova se găsește la adresa: municipiul Craiova , str. Bariera Vâlcii nr. 199 cod poștal 200716.

Uzina Craiova include:

> Echipamente pentru producerea energiei electrice și termice:

  • ■  Blocurile nr. 1 și nr. 2 de cogenerare (PIF 1987^1988). constituite fiecare din:

  • -  un cazan de abur cu străbatere forțată, debit 525 t/h (192 bar; 5400C), cu funcționare pe lignit și suport gaze naturale sau păcură; puterea termică a fiecărui cazan: 473 MWt

  • -  o turbină cu abur de 150MWe (120 MWe+160 Gcal/h), tip F1L - 150- 120 cu condensație și prize de termoficare

    Formular cod: FPM-03.01-01-02


  • ■  2 cazane de abur industriale de 30 t/h (CR1. CR2) cu funcționare pe păcură (PIF 1980); puterea termică a fiecărui cazan: 21,2 MWt

  • ■  2 cazane de abur industriale de 100 t/h (CR3. CR4). cu funcționare pe lignit și suport păcură (PIF 1984); puterea termică a fiecărui cazan: 72 MWt

    Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

    Revizie: 0

    Pag. 12

  • ■  2 cazane de apă fierbinte de 100 Gcal/h (CAF1, CAF2), cu funcționare pe păcură (PIF 1980); puterea termică a fiecărui cazan: 116 MWt

  • ■  2 cazane de apă fierbinte de 100 Gcal/h (CAF3, CAF4), cu funcționare pe lignit și suport păcură (PIF 1984); puterea termică a fiecărui cazan: 116 MWt.

> Rețele termice de transport în lungime de 135,62 km.

Activitatea de bază a Uzinei Craiova o constituie producerea energiei electrice și termice.

Energia electrică este livrată în Sistemul Energetic Național, iar cea termică, sub formă de apă fierbinte - consumatorilor industriali și populației municipiului Craiova. Energia termică este produsă atât în cogenerare, cât și în surse de vârf (cazane de apă fierbinte, cazane de abur).

Conform prevederilor Legii nr. 123/2012 - Legea energiei electrice și a gazelor naturale, exploatarea comercială a capacităților de producere a energiei electrice și a energiei termice produse în cogenerare se desfășoară pe bază de licențe acordate de ANRE.

Licențele/autorizațiile deținute de Uzina Craiova sunt prezentate în tabelul următor.

Tabel 2.1-2 Licențele/autorizațiile deținute de Uzina Craiova II

Licenta/Autorizatie

Autoritate Emitenta

Număr

Valabilitate

Furnizare energie electrică

ANRE

1084/2012

10 ani

Producere energie electrică

ANRE

1085/2012

25 ani

Producere energie termică

ANRE

1086/2012

25 ani

Autorizație de funcționare

ANRE

1178/2003

35 ani

  • 2.2 Contextul instituțional, legislativ și de reglementare privind sistemul de termoficare actual și de perspectivă

    • 2.2.1 Contextul instituțional și de reglementare

Serviciul public de alimentare cu energie termică din municipiul Craiova reprezintă un serviciu public de interes general care se realizează în sistem centralizat și face parte din sfera serviciilor comunitare de utilități publice.

În luna mai 2003, Comisia Uniunii Europene a lansat la Bruxelles, Cartea Verde privind serviciile de interes general, document ce conține principiile și normele de realizare a serviciilor publice la nivel comunitar.

Formular cod: FPM-03.01-01-02


Prin "servicii de interes general" sunt definite acele servicii de interes public pe care instituțiile și autoritățile publice le contractează pentru a fi realizate de către unele unități economice sau sociale, numite și „furnizori” sau „operatori” de servicii publice; aceștia pot fi cu capital de stat, privat sau mixt. Selectarea furnizorilor (operatorilor) de servicii publice trebuie să se efectueze potrivit principiului competitivității și se realizează pe bază de licitații publice, iar obligațiile specifice de realizare și normele impuse, sunt cuprinse în Caietele de sarcini.

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 13

La nivel național, regional, județean și local, autorităților competente le revin sarcini de a defini, organiza, finanța și controla serviciile publice.

Legea administrației publice locale nr. 215/2001 și Legea serviciilor comunitare de utilități publice nr. 51/2006, cu modificările și completările ulterioare, stabilesc cadrul juridic și instituțional unitar, obiectivele, competențele, atribuțiile și instrumentele specifice necesare înființării, organizării, gestionării, finanțării, exploatării, monitorizării și controlului funcționării serviciilor comunitare de utilități publice.

Legea nr. 325/2006 privind serviciul public de alimentare cu energie termica traseaza principalele caracteristici și cerințe ale modului de organizare și funcționare a serviciului public de alimentare cu energie termica și are ca obiective:

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

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

  • •  accesibilitatea prețurilor la consumatori;

  • •  asigurarea resurselor necesare serviciului public de alimentare cu energie termica, pe termen lung;

  • •  asigurarea siguranței în funcționare a serviciului public de alimentare cu energie termica;

  • •  evidențierea transparenta a costurilor în stabilirea prețului energiei termice.

Conform cadrului legal specific domeniului utilităților publice (art.8 din Legea serviciilor comunitare de utilități publice nr. 51/2006 și art. 8 al Legii serviciului public de alimentare cu energie termică nr. 325/2006), autoritatea locală deține în exclusivitate responsabilitatea structurii serviciilor de utilități publice, a organizării, coordonării, monitorizării și controlului acestora.

Articolul 23 din Legea 51/2006 și art. 10 din Legea 325/2006 stabilesc faptul că autoritatea locală are dreptul legal să decidă asupra modalității de management a servicului public și anume, între managementul direct și cel delegat al serviciilor, unui operator, împreună cu infrastructura aferentă.

Operatorul își va desfășura activitatea numai în baza licenței eliberate de autoritatea de reglementare competentă.

Autoritățile de reglementare în domeniul energiei termice sunt:

  • •  ANRSC - Autoritatea Națională de Reglementare pentru Serviciile Comunitare de Utilitați Publice, o instituție publica, de interes național, ce funcționeaza în subordinea Ministerului Administrației si Internelor, înființata în anul 2001.

    Formular cod: FPM-03.01-01-02


În domeniul serviciului public de alimentare cu energie termica furnizata în sistem centralizat, ANRSC are urmatoarele atribuții principale:

- monitorizarea si controlul operatorilor din sistemul de alimentare centralizata cu energie termica - SACET - cu privire la respectarea reglementarilor emise de autoritate;

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 14

- elaborarea regulamentului-cadru al serviciului public de alimentare cu energie termica;

- elaborarea si aprobarea caietului de sarcini-cadru pentru realizarea serviciului public de alimentare cu energie termica prin SACET, precum si a documentației-cadru pentru delegarea gestiunii serviciului si a SACET aferent.;

  • -   elaborarea si aprobarea, prin ordin al presedintelui, a contractului-cadru si a convențieicadru de furnizare a energiei termice;

  • -  elaborarea regulamentului pentru acordarea licențelor, care se aproba prin HG;

  • -   acordarea de licențe pentru operatori.

ANRSC reglementează activitățile de producere, transport, distribuție și furnizare a energiei termice, cu excepția producerii energiei termice în cogenerare.

  • •  ANRE - Autoritatea Națională de Reglementare în domeniul Energiei, are rolul de a reglementa, monitoriza și controla funcționarea sectorului energiei și piețelor energiei electrice și gazelor naturale în condiții de concurență, transparență, eficiență și protecție a consumatorilor.

ANRE este organizată și funcționează ca autoritate administrativă autonomă, cu personalitate juridică.

ANRE reglementează activitatea de producere a energiei termice în cogenerare destinată serviciului public de alimentare cu energie termică în sistem centralizat.

Principalele atribuții și competențe ale ANRE în domeniul energiei termice în cogenerare sunt:

  • -   acordă, modifică, suspendă sau retrage autorizațiile și licențele pentru operatorii economici din sectorul energiei electrice, inclusiv pentru producătorii de energie termică produsă în cogenerare.

  • -   aprobă prețurile și tarifele practicate pentru activitățile și serviciile aferente producerii energiei termice în cogenerare destinate propulației.

  • -  stabilește contractele-cadru de vânzare a energiei termice produse în cogenerare

Pentru energia termică se utilizează contracte-cadru conform reglementărilor în vigoare. Se utilizează două tipuri de contracte-cadru, unul aferent activității reglementate de ANRE și unul aferent activității reglementate de ANRSC. Cadrul legal este:

  • •  Ordin ANRE nr. 50/2009 privind Contractul-cadru de vânzare-cumpărare a energiei termice produse de operatorii economici aflați în competența de reglementare a ANRE.

    Formular cod: FPM-03.01-01-02


  • •  Ordin ANRSC nr. 483/2008 privind aprobarea contractul cadru pentru furnizarea energiei termice.

Prețurile și tarifele reglementate pentru activitățile de producere, transport, distribuție și furnizare a energiei electrice și a energiei termice produse în centrale de cogenerare se stabilesc pe bază de metodologii aprobate și publicate de autoritatea competentă.

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 15

Conform HG nr. 1215/2009 privind stabilirea criteriilor și condițiilor necesare implementării schemei de sprijin pentru promovarea cogenerării de înaltă eficiență pe baza cererii de energie termică utilă, ANRE stabilește prețul de referință pentru energia termică produsă în cogenerare care beneficiază de schema de sprijin, la nivelul prețului pentru energia termică livrată dintr-o centrală ce produce separat energie termică cu același tip de combustibil și cu eficiența de referință conform Directivei 2004/8/CE.

Cu privire la principalele impozite și taxe aplicabile, se menționează:

  • •  Impozitul pe profit: 16%, în baza OUG nr. 64/2009 cu privire la rectificarea bugetară pe anul 2009 și reglementarea unor măsuri financiar-fiscale și HG nr. 488/2009 pentru completarea Normelor metodologice de aplicare a Legii nr. 571/2003 privind Codul fiscal, aprobate prin Hotărârea Guvernului nr. 44/2004.

  • •  Impozitul pe dividende: 16%, conform prevederilor OUG nr. 58 din 26/06/2010 pentru modificarea și completarea Legii nr. 571/2003 privind Codul fiscal și alte măsuri financiar-fiscale.

  • •  Taxa pe valoarea adăugată (TVA): 24%, în baza OUG nr. 58/2010 pentru modificarea și completarea Legii nr. 571/2003 privind Codul fiscal și alte măsuri financiar-fiscale.

  • 2.2.2 Contextul legislativ

În acest capitol sunt prezentate principalele acte legislative care reglementează funcționarea sectorului energiei electrice și termice din România.

O prezentare detaliată se regăsește în Anexa B.

Astfel, principalele acte legislative sunt:

Legislație internă

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

    Formular cod: FPM-03.01-01-02


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

    Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

    Revizie: 0

    Pag. 16

  • •  Hotărîrea de Guvern nr. 163/2004 privind aprobarea Strategiei Naționale în domeniul eficienței energetice.

  • •  Hotărârea de Guvern nr. 882/2004 privind aprobarea Strategiei Naționale privind alimentarea cu energie termică a localităților prin sisteme de producere și distribuție centralizată.

  • •  Hotărârea de Guvern nr. 246/2006 pentru aprobarea Strategiei Naționale privind accelerarea dezvoltării serviciilor comunitare de utilități publice.

  • •  Legea serviciilor comunitare de utilități publice nr. 51/2006 modificată și completată prin Ordonanța de Urgență nr.13/2008. Legea nr. 51/2006 a fost actualizată în 2009.

  • •  Hotărârea de Guvern nr. 462/2006 pentru aprobarea programului "Termoficare 20062009 calitate și eficiență" și înființarea Unității de management al proiectului, modificată prin Hotărârea de Guvern nr. 381/2008 privind programul "Termoficare 2006-2015 căldură și confort".

  • •  Ordonanța de Urgență nr. 18/2009 privind creșterea performanței energetice a blocurilor de locuințe. Aceasta Ordonanță de Urgență a fost consolidată în septembrie 2011.

  • •  Ordonanța Guvernului nr. 69/2011 pentru modificarea O.G. 36/2006 privind instituirea prețurilor locale de referință pentru energia termică furnizată populației prin sisteme centralizate aprobată prin Legea nr. 483/2006.

  • •  Ordonanța de Urgență nr. 70/2011 privind măsurile de protecție socială în perioada sezonului rece.

  • •  Hotărârea de Guvern nr. 219/2007 privind promovarea cogenerării bazate pe cererea de energie termică utilă.

Hotărârea stabilește cadrul legal necesar promovării și dezvoltării cogenerării de înaltă eficiență a energiei termice și a energiei electrice, bazate pe cererea de energie termică utilă și pe economisirea energiei primare pe piața de energie, în scopul creșterii eficienței energetice și îmbunătățirii securității alimentării cu energie, ținând seama de condițiile climatice și economice specifice României.

  • •  Ordinul ANRSC nr. 91/2007 pentru aprobarea Regulamentului cadru al serviciului public de alimentare cu energie termică.

    Formular cod: FPM-03.01-01-02


  • •  Hotărârea de Guvern nr. 553/2007 privind modificarea și completarea Regulamentului pentru acordarea licențelor și autorizațiilor în sectorul energetic, aprobat prin Hotărârea de Guvern nr. 540/2004.

  • •  Hotărârea de Guvern nr. 1069/05.09.2007 privind aprobarea Strategiei energetice a României pentru perioada 2007+2020.

    Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

    Revizie: 0

    Pag. 17

  • •  Ordinul Ministrului Administrației și Internelor nr. 471/2008 privind aprobarea Regulamentului pentru implementarea programului “Termoficare 2006-2015 căldură și confort”.

  • •  Hotărâre de Guvern 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 nr. 199/2000 privind utilizarea eficientă a energiei, modificată și completată de Legea nr. 56/2006. Stabilește cadrul necesar pentru elaborarea și aplicarea unei politici naționale de utilizare eficientă a energiei, în conformitate cu prevederile Tratatului Cartei energiei, privind implementarea programelor de creștere a eficienței energetice. Politica națională de utilizare eficientă a energiei este considerată parte integrantă a politicii energetice a statului. În scopul realizării politicii naționale, s-au întocmit programe proprii de eficiență energetică, care să includă atât măsuri pe termen scurt, cât și măsuri pe termen lung, care au în vedere întreg lanțul producere - transport - distribuție - utilizator și vor include acțiuni pentru: realizarea scenariilor pe termen lung privind cererea și oferta de energie; promovarea utilizării tehnologiilor eficiente și nepoluante; încurajarea finanțării investițiilor în domeniul eficienței energetice, prin participarea statului și a sectorului privat; promovarea cogenerării de mică și medie putere și a măsurilor pentru creșterea eficienței sistemelor de producere, transport, distribuție a căldurii la consumator; evaluarea impactului negativ asupra mediului.

  • •  Ordin ANRE nr. 23/2010 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.

  • •  Ordinul președintelui ANRSC nr. 66/2007 pentru Serviciile Publice de Gospodărie Comunală privind aprobarea Metodologiei de stabilire, ajustare sau modificare a prețurilor și tarifelor locale pentru serviciile publice de alimentare cu energie termică produsă centralizat, exclusiv energia termică produsă în cogenerare.

  • •  Ordinul președintelui ANRSC nr. 91/2007 pentru aprobarea Regulamentului cadru al serviciului public de alimentare cu energie termică.

  • •  Ordin ANRE nr. 36/2010 privind modificarea Metodologiei de stabilire și ajustare a prețurilor pentru energia electrică și termică produsă și livrată din centrale de cogenerare ce beneficiază de schema de sprijin, respectiv a bonusului pentru cogenerarea de înaltă eficiență, aprobată prin Ordinul ANRE nr. 3/2010.

    Formular cod: FPM-03.01-01-02


  • •  Ordin ANRE nr. 37/2010 privind aprobarea prețului de referință pentru energia electrică și a prețurilor reglementate pentru energia electrică practicate de producătorii de energie electrică și termică în cogenerare ce beneficiază de schemă de sprijin conform prevederilor Hotărârii Guvernului nr. 1.215/2009 privind stabilirea criteriilor și a condițiilor

    Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

    Revizie: 0

    Pag. 18

necesare implementării schemei de sprijin pentru promovarea cogenerării de înaltă eficiență pe baza cererii de energie termică utilă

  • •  Ordin ANRE nr. 49/2011 privind aprobarea prețului de referință al energiei electrice și a prețurilor reglementate pentru energia electrică, practicate în anul 2012 de producătorii de energie electrică și termică în cogenerare, care beneficiază de schemă de sprijin.

  • •  Ordin ANRE nr. 17/2011 pentru modificarea Metodologiei de stabilire și ajustare a prețurilor pentru energia electrică și termică produsă și livrată din centrale de cogenerare ce beneficiază de schema de sprijin, respectiv a bonusului pentru cogenerarea de înaltă eficiență, aprobată prin Ordinul președintelui Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 3/2010.

  • •  Ordin ANRE nr. 18/2011 privind aprobarea valorilor bonusurilor de referință pentru energia electrică și a prețurilor de referință pentru energia termică produsă și livrată din centrale de cogenerare de înaltă eficiență.

  • •  Ordin ANRE nr. 20/2011 privind aprobarea Contractului-cadru dintre administratorul schemei de sprijin și plătitorul de contribuție pentru colectarea contribuției pentru cogenerare de înaltă eficiență și a Contractului-cadru dintre producătorul de energie electrică în cogenerare de înaltă eficiență și administratorul schemei de sprijin pentru plata bonusului și restituirea supracompensării/bonusului necuvenit.

Legislația internațională

  • •  Directiva nr. 8/2004 privind promovarea cogenerării pe piața de energie este unul din cele mai importante documente elaborate de UE în domeniul cogenerării.

Directiva urmărește crearea unui cadru pentru susținerea acestei tehnologii eficiente și depășirea barierelor existente, în vederea pătrunderii pe piețele liberalizate de energie electrică și de a utiliza potențialul nefolosit. Principalul argument în favoarea cogenerării rămâne reducerea consumului de combustibil și prin aceasta a emisiilor de gaze cu efect de seră. Pe termen scurt, Directiva urmărește să sprijine instalațiile de cogenerare existente și să creeze un mecanism echilibrat pe piață.

  • •  Decizia Comisiei 2008/952/CE de stabilire a orientărilor detaliate pentru implementarea anexei II la Directiva 2004/8/CE a Parlamentului European și a Consiliului.

    Formular cod: FPM-03.01-01-02


  • •  Decizia 2007/74/EC stabilește valorile de referință ale producerii separate de energie electrică și termică în aplicarea Directivei 2004/8/CE. În Anexa I din această decizie sunt date valorile de referință ale eficienței producerii separate a energiei electrice, iar în Anexa II, cele aferente producerii separate a energiei termice, pentru țările UE. Valorile sunt date pentru condiții standard ISO, funcție de puterea calorifică inferioară a combustibilului. Țările UE pot face corecții privind temperatura (medie anuală a țări respective) și pierderile de energie electrică în SEN.

    Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

    Revizie: 0

    Pag. 19

  • •  Cartea verde asupra siguranței alimentării cu energie prin care se cer măsuri de incitare în favoarea trecerii la utilizarea instalațiilor de producere eficientă a energiei, “incluzând și cogenerarea”;

  • •  Pachetul legislativ “Energie-Schimbări Climatice” agreat de șefii de stat și de Guvern la Consiliul European din 13 decembrie 2008, adoptat în cadrul reuniunii plenare a Parlamentului European din data de 17 decembrie 2008 și adoptat formal de Consiliul European pe data de 6 apilie 2009. Pachetul legislativ are ca scop reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră și creșterea utilizării energiei regenerabile și cuprinde:

  • -  Directiva 2009/29/CE privind modificarea Directivei 2003/87/CE în vederea îmbunătățirii și extinderii schemei de comercializare a certificatelor de emisii de gaze cu efect de seră;

  • -  Decizia 2009/460/UE privind efortul SM de a reduce emisiile de gaze cu efect de seră, astfel încât să se respecte angajamentele Comunității de reducere a emisiilor de gaze cu efect de seră până în anul 2020;

  • -  Directiva 2009/28/CE privind promovarea utilizării surselor regenerabile de energie;

  • -  Directiva 2009/31/CE privind stocarea geologică a doxidului de carbon și care

amendează  Directivele 85/337/EEC,  96/61/EC,  2000/60/EC,  2001/80/EC,

2004/35/EC, 2006/12/EC și Regulamentul EC nr. 1013/2006;

  • •  Directiva 2010/75/UE privind emisiile industriale, care reformează un număr de 7 directive existente între care și Directiva IPPC, stabilind o abordare integrată de prevenire și control al emisiilor în aer, apă și sol, de management al deșeurilor, de eficiență energetică și de prevenire a accidentelor. Sub incidența directivei este și activitatea de ardere a combustibililor în instalații cu o putere termică instalată totală egală sau mai mare de 50 MW.

  • •  COM(2011) 112 - Foaia de parcurs pentru trecerea la o economie competitivă cu emisii scăzute de dioxid de carbon până în 2050

  • •  COM(2011) 885 final - Comunicare a Comisiei către Parlamentul European, Consiliu, Comitetul Economic și Social și Comitetul Regiunilor. Perspectiva energetică 2050.

Contextul legislativ de perspectivă

Formular cod: FPM-03.01-01-02


Directiva Parlamentului European și a Consiliului privind eficiența energetică și de abrogare a Directivelor 2004/8/EC și 2006/32/EC (COM(2011)0370 - C7-0168/2011 - 2011/0172(COD), aprobată în Parlamentul European pe data de 11.09.2012, prevede un cadru comun pentru promovarea eficienței energetice pe teritoriul Uniunii Europene, cu scopul de a asigura atingerea obiectivului UE de a reduce consumul de energie primară cu 20% până în 2020.

Directiva susține necesitatea adoptării unei abordări integrate pentru a valorifica întregul potențial existent de economisire a energiei, care include economiile din sectorul aprovizionării cu energie și, respectiv, din sectorul utilizatorilor finali.

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 20

Unul din elementele de noutate ale Directivei îl constituie definirea „părților obligate” să participe la „sistemele naționale de obligații în ceea ce privește eficiența energetică”. „Părțile” obligate menționate sunt „distribuitorii de energie sau societățile de vânzare cu amănuntul a energiei”. Sistemul de obligații referitor la eficiența energetică care va trebui stabilit de fiecare stat membru în parte, va trebui însă să prevadă ca toți distribuitorii/furnizorii de energie care își desfășoară activitatea pe teritoriul statelor membre ”să realizeze economii anuale de energie egale cu 1,5% în volum din cota de piață a acestora în anul calendaristic precedent, cu excepția energiei folosite în transport. Această cantitate a economiilor de energie trebuie realizată de către părțile obligate, în rândul consumatorilor finali”. 10% din obligație poate fi compensată cu economii realizate în sectorul de producție, transport și distribuție a energiei.

  • 2.3 Prezentarea stării tehnice actuale a componentelor sistemului centralizat

    • 2.3.1 Prezentarea stării tehnice a echipamentelor principale din cadrul sursei de producere a energiei termice

Uzina Craiova

Uzina Craiova cuprinde 2 blocuri energetice de 150 MWe fiecare, care pot produce 2 x 120 MWe plus 2 x 160 Gcal/h în regim de cogenerare. Sistemul de termoficare mai cuprinde 4 cazane de abur (2 x 30 t/h și 2 x 100 t/h) și 4 cazane de apă fierbinte (4 x 100 Gcal/h).

Uzina Craiova livrează în condiții economice următoarele produse:

  • •  energie electrică: 240 - 300 MW;

  • •  energie termică în cogenerare sub formă de apă fierbinte pentru consumatorii urbani și industriali: cca. 320 Gcal/h;

  • •  energie termică sub formă de apă fierbinte supraîncălzită - max. 45 Gcal/h;

  • •  apă dedurizată pentru adaos în rețeaua de termoficare - max. 300 t/h.

Energia produsă de centrală este transmisă în sistem printr-o substație de 110 kV aparținând Transelectrica, legată de linii de 110 kV la alte noduri ale sistemului.

Energia electrică este comercializată atât pe piața reglementată cât și pe piața contractelor bilaterale, piața centralizată a contractelor bilaterale, piața de echilibrare, piața pentru ziua următoare.

Pentru producerea și livrarea din centrală a energiei termice Uzina Craiova utilizează:

Formular cod: FPM-03.01-01-02


  • •  instalații de bază - cele 2 blocuri energetice de cogenerare formate fiecare din: un cazan de abur de 525 t/h și o turbină cu abur de 150MWe/120MWe prevăzută cu prize reglabile pentru termoficare în 2 trepte. Aburul extras de la cele două prize reglabile alimentează boilerele treapta I și treapta a -II-a având capacitatea însumată 160 Gcal/h;

  • •  instalațiile de vârf care constau în:

    Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

    Revizie: 0

    Pag. 21

  • -  2 cazane de apă fierbinte (CAF) de 100 Gcal/h cu funcționare pe lignit cu suport de păcură

  • -  2 cazane de abur industrial (CR) de 100 t/h cu funcționare pe lignit cu suport de păcură

  • -  2 cazane de abur industrial (CR) de 30 t/h cu funcționare pe păcură

  • -  2 cazane de apă fierbinte (CR) de 100 Gcal/h cu funcționare pe păcură

  • -  1 boiler de termoficare de 50 Gcal/h, alimentat cu abur de la CR sau blocurile energetice

  • -  1 boiler de termoficare de 30 Gcal/h, alimentat cu abur de la CR sau blocurile energetice.

Stația de pompe de termoficare este echipată cu 12 electropompe de circulație, instalate în 2 trepte de pompare, astfel:

  • •  pentru perioada de iarnă sunt instalate:

  • - electropompe de termoficare treapta I:

o 2 x 2800 m3/h, 8 bar, 990 rot/min

o 3 x 3015 m3/h, 8 bar, 990 rot/min

  • - electropompe de termoficare treapta a II-a: 5 x 3100 m3/h, 12 bar, 990 rot/min

  • •  pentru perioada de vară sunt instalate:

o 2 x 1100 m3/h, 6 bar, 1500 rot/min.

Energia termică este vândută din rețeaua de transport atât către Regia Autonomă de Termoficare Craiova, care alimentează prin intermediul punctelor termice și a rețelelor de distribuție consumatorii urbani racordați la sistemul centralizat, cât și unor agenți economici și instituții socio-culturale.

Modul de asigurare a agentului termic în perioada sezonului rece:

Agentul termic pentru încălzire și preparare apă caldă menajeră pentru consumatorii casnici, agenți economici, și instituții, se livrează pe conductele de termoficare urbană la parametri necesari.

Parametri maximi de livrare sunt următorii:

  • •  Dmax = 6000 mc/h

  • •  Tmax tur = 110 0C

  • •  Pmax tur =10,5 bar

    Formular cod: FPM-03.01-01-02


  • •  Pmin retur = 5 bar

  • •   Tretur 40 ■? 55 0C ; livrare continuă

Agentul termic pentru S.C. FORD Craiova, se livrează pe conducte separate, astfel:

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 22

Agent tehnologic: Dmax = 675 mc/h , Tmax tur = 150 0C, Pmax tur =10,5 bar, conform contractului și ordinului de dispecer energetic FORD; livrare continuă

Agent termoficare FORD; Qmax = 1250 mc/h , Tmax tur = 150 0C, Pmax tur =10,5 bar, conform contractului și ordinului de dispecer energetic FORD; livrare continuă.

Agentul termic pentru termoficare urbană se produce din boilerele de termoficare de tr. 1 și tr. 2 de la grupurile 1 și 2 care functionează în regim de cogenerare.

Agentul termic tehnologic și de termoficare pentru PT FORD se produce în boilerele de la grupuri până la temperatura tur termoficare și se ridică la temperatura de 140+150 0C prin boilerele de vârf de 50 și de 30 Gcal/h.

Pentru perioadele de vârf de sarcină, când necesarul de energie termică depășește producția din boilerele de la grupuri, sau în perioadele în care grupurile sunt oprite în avarie sau în rezervă, se pornesc surse de vârf; CAF pe cărbune sau CR pe cărbune sau păcură.

Modul de a agentului termic în perioada sezonului cald:

Agentul termic pentru încălzire și preparare apă caldă menajeră pentru consumatorii casnici, agenți economici, și instituții, se livrează pe conductele de termoficare urbană la parametri necesari.

Parametri maximi de livrare sunt următorii:

  • •   Dmax = 1200 mc/h

  • •   Tmax tur= 80 0C

  • •   Pmax tur =10,5 bar

  • •   Pmin retur= 5 bar

  • •   Tretur 40 + 55 0C ; livrare continuă

Agentul termic pentru S.C. FORD Craiova, se livrează pe conducte separate, astfel:

  • •  Agent tehnologic: Dmax = 500 mc/h , Tmax tur= 150 0C, Pmax tur =10,5 bar, conform contractului și ordinului de dispecer energetic; livrare continuă

  • •  Nu se livrează agent de termoficare către S.C. FORD Craiova

Agentul termic pentru termoficare urbană se produce din boilerele de termoficare de tr. 1 de la grupurile 1 și 2 care functionează în regim de cogenerare.

Formular cod: FPM-03.01-01-02


Agentul termic tehnologic pentru PT FORD se produce prin boilerele de la grupuri până la temperatura tur termoficare și se ridică la temperatura de 140+150 0C prin boilerele de vârf de 50 și de 30 Gcal/h.

În perioadele în care grupurile sunt oprite în avarie sau în rezervă, se pornesc surse de vârf: CAF pe cărbune sau CR pe cărbune sau păcură.

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 23


Alimentarea cu cărbune

Cărbunele, adus cu navete speciale CFR de la minele din bazinul Olteniei, este descărcat, preluat de mașini speciale, concasat și apoi transportat cu ajutorul benzilor transportoare fie la buncărele morilor celor 6 cazane, fie la depozitul de cărbune. Din buncăre, cărbunele este preluat de benzi și transportat la morile de tip ventilator cu ciocane, unde este măcinat, uscat și încălzit în același timp. Amestecul de cărbune și aer preîncălzit este transportat la arzătoarele cazanelor, unde are loc arderea.

Pentru asigurarea unui stoc de cărbune este prevăzut un depozit format din 3 stive cu o capacitate de 550.000 t. Depozitul de cărbune este prevăzut cu drenaje și rigole de scurgere care preiau apele pluviale.

Cărbunele utilizat în centrală are următoarea compoziție (medie):

  • -  Umiditate totală: 41,20 %

  • -  Cenușă: 35,5 %

  • -  Putere calorifica inferioară: 1794 kcal/kg

    Formular cod: FPM-03.01-01-02


  • -  C: 17 %

  • -  H: 1,75 %

- O2 + N: 11,6 %

- S: 0,8-1,5 %.

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 24

Cărbunele este depozitat în spații protejate amenajate corespunzător astfel să nu pericliteze calitatea solului din zona de amplasament a depozitului și nici sănătatea lucrătorilor de pe amplasament.

Cantitatea de cărbune utilizat pe an este de aproximativ 2.260.000 tone/an.

Alimentarea cu păcură și gospodăria de păcură

Păcura este adusă în vagoane cisternă la rampa de desacărcare păcură din cadrul gospodăriei de păcură. Păcura este depozitată în 3 rezervoare (2 cu o capacitate de 5000 m3 fiecare și unul de 3000 m3) supraterane, prevăzute cu cuve de retenție pentru reținerea eventualelor scăpări. Dacă apar spărturi mai mari există posibilitatea de transvazare într-un alt rezervor.

În gospodăria de păcură se utilizează abur pentru încălzirea cisternelor și menținerea temperaturii păcurei în rezervoare. Condensul rezultat, impurificat cu păcură și apa rezultată din spălările de pe platforme, este trimisă într-un separator. Separarea se realizează gravitațional, pe la partea superioară păcura care este trimisă în rezervorul de păcură, iar pe la partea inferioară apa convențional curată trimisă la pompele Bagger pentru amestec cu cenușa.

În prezent păcura se folosește foarte rar la grupurile energetice, numai în situații accidentale.

Păcura se utilizează ca suport (cu pondere de aproximativ 20%) la cazanele CR3, CR4, CAF3, CAF4 și combustibil principal pentru cazanele CR1, CR2 și CAF1, CAF2.

Alimentarea cu gaze naturale

Furnizorul gazului natural este S.C. Distrigaz Sud Oltenia Craiova. Stația de alimentare este prevăzută cu sisteme de reglare a presiunii și de măsurare a debitelor. Alimentarea cazanelor se face cu o conductă cu Dn = 500 mm.

Pentru funcționarea la regim nominal a cazanelor presiunea de lucru în conductele de gaz natural trebuie să fie în domeniul 0,3 + 0,6 bar.

Gazele naturale sunt asigurate prin SRM (stație reducere-măsură). Sunt utilizate ca suport numai la grupurile energetice nr. 1 și 2.

Aerul necesar arderii

Aerul este preluat de ventilatoarele de aer din interiorul sau exteriorul clădirii în care se află cazanele de abur și introdus în arzătoarele cazanului odată cu combustibilul. Aerul refulat de ventilatoarele de aer trece prin preîncălzitoarele de aer cu abur, apoi prin preîncălzitoarele de aer rotativ (PAR).

Alimentarea cu apă

Formular cod: FPM-03.01-01-02


Uzina Craiova se aprovizionează cu:

apă industrială din râul Jiu, de la barajul de captare ce este în proprietatea C.N. Apele Române și care deservește atât Uzina Craiova, cât și Uzina Ișalnița.

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 25

Suspensiile aluvionare din apa brută sunt separate parțial prin decantare într-un bazin primar, apoi este trecută prin mai multe compartimente prevăzute cu grătare și site. În casa sitelor de la Uzina Ișalnița este montat câte un apometru electromagnetic cu diafragmă pentru măsurarea debitelor pompate pentru fiecare conductă.

La ieșire din casa sitelor apa ajunge la stația de pompare dotată grupuri de pompare.

apă potabilă pentru consumul salariaților, asigurată din rețeaua Municipiului Craiova.

Apa potabilă pentru Uzina Craiova se asigură din rețeaua orășenească, alimentarea făcându-se printr-un branșament prevăzut cu un apometru electromagnetic cu diafragmă pentru măsurarea debitelor. Apa este stocată într-un rezervor cu un volum de 300 m3. Rezervorul este prevăzut cu instalație de semnalizare și control al nivelelor maxime și minime, acesta comandând accesul apei de alimentare în rezervor. Din acest rezervor cu ajutorul electropompelor, apa se trimite în centrală la consumatorii de apă potabilă. Electropompele funcționează automat funcție de presiunea din hidrofoarele cu care sunt interconectate.

Gazele de ardere

În focar are loc procesul de reacție între aerul de ardere și combustibil, cu formare de gaze de ardere la temperatură ridicată.

Evacuarea gazelor de ardere în atmosferă se face prin instalații de evacuare a gazelor: canale de gaze, ventilatoare, electrofiltre, coșuri de evacuare.

Gazele de ardere rezultate sunt evacuate la coșurile de fum:

  • -  coș nr. 1 - 2 cazane energetice de 525 t/h, cu o putere termică de 473 MWt fiecare;

  • -  coș nr. 2 - 2 cazane de abur industrial CR3 și CR4 cu o putere termică de 72 MWt fiecare și

2 cazane de apă fierbinte CAF3 și CAF4 cu o putere termică de 116 MWt fiecare;

  • -  coș nr. 3 - un cazan de apă fierbinte CAF1, cu o putere termică de 116 MWt;

  • -  coș nr. 4 - un cazan de apă fierbinte CAF2, cu o putere termică de 116 MWt;

  • -  coș nr. 5 - 2 cazane de abur industrial CR1 și CR2 cu o putere termică de 21,2 MWt fiecare.

Cele două blocuri de la Uzinei Craiova au fost puse în funcțiune în 1987-1989 și prin urmare au o vechime de 23-25 ani. Orele de funcționare se situează la nivelul 139279 ore grupul 1 și 123385 ore grupul 2. Durata nominală de viață este de cca. 30 ani, sau aproximativ 220000 ore, prin urmare ambele blocuri nu și-au depășit încă durata de viață.

Formular cod: FPM-03.01-01-02


Cauza principală a opririlor neplanificate o constituie defecțiunile de la țevile cazanelor produse de eroziunea prafului, defecte ale materialelor și coroziune. Cele mai afectate zone sunt suprafețele de schimb de căldură de la economizor, vaporizator și supraîncălzitorul intermediar. Blocurile 1 și 2 au făcut obiectul unor reparații capitale în perioada 2003 -2004. Acestea au inclus inspectarea și repararea unui număr de componente ale cazanelor, inclusiv:

Înlocuirea țevilor de susținere la admisia în supraîncălzitorul intermediar 1 (circa 700 m)

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 26

  • •     Înlocuirea secțiunilor erodate ale economizorului

  • •      Înlocuirea coșurilor (nu și sigiliilor) de la încălzitoarele de aer rotative

  • •      Îmbunătățirea performanțelor electrofiltrelor de cenușă.

În plus, pereții inferiori ai focarului au fost înlocuiți la Blocul 1/Blocul 2 în 1998-2000 ca urmare a problemelor de eroziune datorate zgurii. Restul tubulaturii cazanelor și pereților focarului nu au suferit modificări.

Problema spargerii țevilor este una din cauzele majore care reduc indisponibilitatea cazanelor. Reabilitarea masivă a blocului 1 a condus la o fiabilitate sporită.

În general nu au existat prea multe probleme de funcționare la cele două turbine ale blocurilor. Singurul incident major s-a produs la Blocul 1 (1996) când apa rece a intrat în turbină și a provocat daune semnificative. Rotorul de IP s-a încovoiat și a trebuit să fie integral înlocuit, în timp ce la fazele de MP și JP s-au înlocuit unele palete. Au fost inspectate toate trei carcasele folosind testul nedistructiv și doar secțiunea de JP a necesitat reparații minore.

Pe lângă cele de mai sus, în timpul reparațiilor capitale la Blocul 1 s-au înlocuit toate buloanele de temperatură ridicată și s-a instalat un regulator cu sistem hidraulic cu lubrifiant separat -anterior au beneficiat de alimentare comună. Aceleași lucrări au fost efectuate și la blocul 2 cu ocazia reparației capitale. De asemenea, în 2000 s-a înlocuit unul dintre VIR-urile de la blocul 2, toți ceilalți robineți au necesitat numai întreținere normală.

Ambele blocuri sunt automatizate cu regulatoare electro-hidraulice (REH).

Blocurile 1 și 2: Încheierea reparațiilor capitale realizate în 2003-2004, precum și lucrările de investiții realizate ulterior, asigură o funcționare continuă la un nivel acceptabil de fiabilitate. Se estimează că durata de viață rămasă ale blocurilor energetice este de circa 15-20 ani. În această perioadă, echipamentele ar necesita numai întreținere normală.

Centralele termice

În municipiul Craiova sunt în stare de funcționare un număr de 52 centrale termice, cu funcționare pe gaze naturale, din care 16 centrale de cvartal și 36 centrale de bloc sau scară de bloc. Acestea funcționează în paralel cu sistemul de termoficare existent, asigurând necesarul de căldură pentru încălzire și apă caldă de consum la blocuri de locuințe și edificii social - culturale.

Formular cod: FPM-03.01-01-02


Toate cazanele de apă caldă din centralele termice din municipiul Craiova funcționează exclusiv pe gaze naturale. Cazanele de apă fierbinte care echipează centralele termice însumează o capacitate termică instalată de 48914 kW; acestea au fost modernizate și puse în functiune între anii 2003+2009, având durata de serviciu după modernizare cuprinsă între 3 și 9 ani, așa cum se prezintă în tabelul de mai jos:

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 27

Tabelul nr. 2.3.1 - 1 Informații referitoare la centralele termice

Nr. crt.

Centrala termică

Anul PIF

Echipare

Nr. crt.

Centrala termică

Anul PIF

Echipare

1

CT1 Rovine

2007-2008

3 x 1320 kW

27

CT Oltenia T2-5

2004

1 x 80 kW

2

CT2 Piața Gării

2007-2008

2 x1100 kW

28

CT Oltenia T3-1

2005

1 x 80 kW

3

CT6 Calea București

2008

6 x 1320 kW

29

CT Oltenia T3-2

2005

1 x 120 kW

4

CT Brâncuși

2008

3 x 1320 kW

2 x1100 kW

30

CT Oltenia T3-3

2005

1 x 90 kW

5

CT5 - 1 Mai

2007

4 x 1320 kW

31

CT Oltenia T3-4

2006

1 x 120 kW

6

CT6 - 1 Mai

2007

6 x 1320 kW

32

CT Oltenia T3-5

2005

1 x 80 kW

7

CT113 Apartamente

2006

2 x 630 kW

33

CT Potelu R2

2008

1 x 85 kW

8

CT150 Apartamente

2006

2 x 950 kW

34

CT Potelu R4

2008

1 x 102 kW

9

CT156 Apartamente

2006

2 x 950 kW

35

CT Potelu R6

2008

1 x 85 kW

10

CT IJK

2006

2 x 950 kW

36

CT Potelu R8

2008

1 x 85 kW

11

CT Casa Albă

2006

1 x 630 kW

37

CT Potelu R10

2008

1 x 102 kW

12

CT97-73

Apartamente

2006

2 x 630 kW

38

CT Potelu R12

2008

1 x 85 kW

13

CT Romarta

2006

2 x 630 kW

39

CT Potelu R14

2008

1 x 85 kW

14

CT32 Apartamente

2006

1 x 380 kW

40

CT Potelu R16

2008

1 x 102 kW

15

CT24 Apartamente

2006

1 x 380 kW

41

CT Potelu R18

2008

1 x 85 kW

16

CT Nicolae Titulescu

2005

2 x 630 kW

42

CT Potelu R20

2008

1 x 102 kW

17

CT Oltenia T1-1

2003

1 x 90 kW

43

CT Potelu R1

2009

1 x 80 kW

18

CT Oltenia T1-2

2004

1 x124 kW

44

CT Potelu R3

2009

1 x 80 kW

19

CT Oltenia T1-3

2003

1 x 90 kW

45

CT Potelu R5

2009

1 x 80 kW

20

CT Oltenia T1-4

2003

1 x 90 kW

46

CT Potelu R7

2009

1 x 80 kW

21

CT Oltenia T1-5

2004

1 x124 kW

47

CT Potelu R9

2009

1 x 100 kW

22

CT Oltenia T1-6

2003

1 x 80 kW

48

CT Potelu R11

2009

1 x 80 kW

23

CT Oltenia T2-1

2004

1 x 80 kW

49

CT Potelu R13

2009

1 x 80 kW

24

CT Oltenia T2-2

2004

1 x124 kW

50

CT Potelu R15

2009

1 x 80 kW

25

CT Oltenia T2-3

2004

1 x 90 kW

51

CT Potelu R17

2009

1 x 80 kW

26

CT Oltenia T2-4

2004

1 x124 kW

52

CT Potelu R19

2009

1 x 100 kW

În afară de cazane în dotarea centralelor termice existente găsim amplasate electropompe pentru vehicularea agenților termici apa caldă pentru încălzire și consum menajer, și schimbătoare de căldură cu plăci.

Formular cod: FPM-03.01-01-02


Performanțele tehnice și economice sunt bune, competitive cu tehnologiile moderne similare. Conform bilanțurilor realizate, valorile medii anuale ale randamentelor celor 52 centrale termice sunt cuprinse între 87% și 94%, valorile mai reduse (87-88%) fiind corespunzătoare cazanelor puse în funcțiune în anii 2003-2004 și cele mai ridicate în cazul echipamentelor mai noi (PIF 2008-2009). De la PIF până în prezent nu au fost efectuate lucrări de reparații curente sau capitale la echipamentele principale din centralele termice.

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 28

Datele tehnice referitoare la cazanele care echipează centralele termice sunt prezentate în Anexa C.

Ca o concluzie generală în privința echipamentului din centralele termice, toate echipamentele cazane, pompe, schimbătoare de căldură, au o stare tehnică bună, iar din punct de vedere al performanțelor, acestea corespund exigențelor actuale.

  • 2.3.2 Prezentarea stării tehnice a sistemului de transport și distribuție

    • 2.3.2.1 Sistemul de transport al energiei termice

Conductele de transport sunt realizate în sistem clasic, cu țeavă din oțel și izolație cu vată minerală, carton bitumat și tablă, în amplasare supraterană (32,59 km) și subterană (35,22 km).

Lungimea totală a traseului de conducte este de 67,81 km pe 2 fire de conductă (tur, retur pentru termoficare urbană) și două fire pentru S.C. FORD (apă tehnologică și încălzire).

Lungimea totală a conductelor este de 135,62 km, din care: 65,18 km în amplasare supraterană și 70,44 km în amplasare subterană.

Sistemul actual al rețelelor de termoficare primare din municipiul Craiova are o configurație de tip arborescent, constituită din:

  • •  O magistrală cu 2 x Dn 1000 apă fierbinte, 1 x Dn 400 tur tehnologic FORD, 1 x Dn 500 tur termoficare FORD, 1 x Dn 400 abur și 1 x Dn 250 condens, de la limita CET Craiova până în zona pasajului Bariera Vâlcii (F14);

  • •  În zona Bariera Vâlcii (F14) se ramifică două magistrale spre consumatorii urbani de pe teritoriul municipiului Craiova astfel:

  • -  Magistrala I - 2 x Dn 1000, 1 x Dn 500 apă tehnologică, 1 x Dn 500 abur, 1 x Dn 400 abur și 1 x Dn 250 condens. Din Magistrala I sunt realizate ramificațiiși racorduri pentru alimentarea cu energie termică a consumatorilor din estul orașului, respectiv cartierele: Dezrobirii - Rovine, Calea București, Sărari Siloz și Valea Roșie - General Magheru.

  • -  Magistrala II - se ramifică din zona Bariera Vâlcii (F14) și este formată din 2 x Dn 1000 până în zona Depozitului de legume și fructe (F5).

  • •  Din zona Depozitului de legume și fructe (F5), această magistrală se ramifică în două ramuri după cum urmează:

    Formular cod: FPM-03.01-01-02


  • -  Magistrala 2 x Dn 800 care alimentează cu căldură cartierul Brazda lui Novac, zona centrală a municipiului Craiova, zona George Enescu, cartierul 23 August - Stadionul Central din Craiova, locuințele din B - dul 1Mai, Spitalul Municipal și Fabrica de Confecții.

    Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

    Revizie: 0

    Pag. 29

Din magistrala 2 x Dn 800 (în zona Teatrului Național) se ramifică rețeaua de termoficare cu 2 x Dn 500 ce alimentează consumatorii din Calea București, Universitatea, zona Nantere, A.I. Cuza și cartierul de locuințe Dezrobirii - Rovine.

- A doua ramificație din zona Depozitului de legume și fructe este formată din 2 x Dn 700 care alimentează cu energie termică: cartierul de locuințe Craiovița Nouă, Depoul de Tramvaie, zona de locuințe George Enescu, Calea Severinului (N. Titulescu) și locuințele din zona Iancu Jianu, Liceul de Chimie.

Magistrala de termoficare de la Uzina Craiova până în zona Bariera Vâlcii și cele două magistrale care se ramific ă din aceast ă zon ă ș i care sunt limitrofe zonelor de locuin ț e sunt în totalitate în amplasare supraterană cu diametrul cuprins între Dn1000 și Dn100 cu o lungime de traseu de 21 km.

Magistralele, ramificațiile rețelelor și racordurile de pe teritoriul municipiului Craiova sunt în totalitate în amplasare subterană cu diametrele cuprinse intre Dn 800 Dn 80 cu o lungime de traseu de 40 km.

Pentru Uzina de Autoturisme FORD se livrează apă tehnologică cu temperatura constantă de 150 0C pe o conductă de Dn 500.

Returul magistralei de termoficare din zona FORD Craiova, zona ELECTROPUTERE, cartierele de locuințe Valea Roșie - G - ral Magheru, Sărari - Siloz, Dezrobirii - Rovine este comun, preluând atât agentul termic aferent consumatorilor urbani cât și agentul circuitului tehnologic al FORD.

Această situație a condus la realizarea conductei de întoarcere cu diametrul mai mare (pe tronsoane) față de diametrul conductei de ducere pentru încălzire.

Starea tehnică actuală a sistemului de transport a căldurii din municipiul Craiova, sub aspectul siguranței în funcționare, conduce la concluzia existenței unor deficiențe care au ca efect înregistrarea unor pierderi nejustificate de căldură și agent termic.

Sistemul de transport funcționează din anul 1982. Cauzele deficiențelor pot fi puse atât pe seama vechimii de cca. 30 ani a conductelor și instalațiilor, dar în egală măsură și a modului în care au fost executate și exploatate aceste instalații.

În cele ce urmează sunt prezentate o serie de cauze care au dus la apariția unor deficiențe în funcționare sistemului de termoficare, astfel:

Formular cod: FPM-03.01-01-02


execuția în unele zone, a unor rețele de gospodării subterane deasupra canalelor de termoficare fapt ce a condus la apariția infiltrațiilor de ape în aceste canale și ca urmare la deteriorarea izolațiilor și a conductelor. Se menționează că aceste rețele au fost executate fără avizul beneficiarul și a proiectantului;

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 30

  • •  execuția canalelor de termoficare, respectiv montarea conductelor de termoficare, diferit de prevederile din proiect (realizarea de pante inverse, montarea de conducte direct pe radier -fără suporți, etc.);

  • •  neexecutarea instalațiilor de golire la canalizare conform prevederilor din proiecte sau executarea acestora necorespunzătoare (în alte puncte de racord de decât cele prevăzute în proiect, fără verificarea funcționării normale a acestor instalații, fără adaptări corespunzătoare la situațiile reale întâlnie pe teren, etc.). S-a ajuns astfel la inundarea căminelor de golire și chiar a canalelor termice;

  • •  funcționarea în regim discontiuu cu agent termic de calitate necorespunzătoare (apă insuficient degazată și dedurizată - apă din rețea), fapt ce conduce pe de o parte la apariția de coroziuni interioare cu consecințe - pierderi de agent termic și deteriorări ale izolației termice, pe de altă parte la depuneri, respectiv obturări ale conductelor conducând la necesitatea măririi disponibilului de presiune pentru transportul agentului termic, cu consecințe - mărirea energiei de pompare dar și a pierderilor de agent;

  • •  executarea de reparații, în special la conductele vechi, fără proiect și fără eliminarea cauzelor care au condus la necesitatea reparațiilor. Apar astfel necesare reparații capitale, pentru unele tronsoane reparate, după o perioadă de 10 - 15 ani sau mai puțin, oricum mai mică decât cea normată de funcționare;

  • •  pentru conductele amplasate în traseu suprateran, la o parte din lungimea traseului s-a constatat lipsa stratului de protecție din tablă cu tasarea și degradarea izolației termice;

  • •  armăturile de secționare, în special cele de tip fluture, din cauza garniturilor necorespunzătoare nu asigură o etanșare perfectă, împiedicând efectuarea de reparații și conducând la pierderi de agent termic în majoritatea cazurilor;

  • •  lipsa unui sistem informațional de supraveghere și localizare a avariilor, care să permită depistarea în timp util a incidentelor ce apar în sistem.

Pentru eliminarea tuturor deficiențelor din procesul de transport a energiei termice și alimentarea în condiții optime a consumatorilor din municipiul Craiova, este necesară realizarea unor lucrări de investiții pentru retehnologizarea/modernizarea rețelelor de termoficare (conductele, izolația termică și construcțiile aferente).

Un proiect important realizat în vederea eficientizării sistemului, a constat în preluarea unei zone de consum din Cartierul Craiovița Nouă, prin transformarea a 11 centrale termice în puncte termice și racordarea acestora la centrala de cogenerare CET Craiova prin rețele de conducte preizolate.

Formular cod: FPM-03.01-01-02


În rest, lucrările care s-au executat la rețeaua de transport au constat în reparații sau înlocuiri de tronsoane de conductă sau izolări locale, în situațiile în care au apărut spărturi sau deteriorarea serioasă a izolației.

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 31

Pierderile de energie termică în rețelele primare de termoficare la nivelul anilor 2007 -2011, au avut următoarele valori:

Tabel nr. 2.3.2 - 1 Evoluția pierderilor în sistemul de transport

Specificație

U.M.

2007

2008

2009

2010

2011

Pierderile de energie termică

MWh/an

95 793

108 193

101 590

129 357

126 733

%

11,39%

12,15%

11,59%

13,97%

13,90%

  • 2.3.2.2 Punctele termice

În stațiile de transformare a energiei termice (punctele termice), energia termică este adusă la parametrii de debit, temperatură și presiune necesari la punctele de utilizare. Energia termică este transferată de la agentul termic primar la cel secundar (agent termic pentru încălzire și apă caldă de consum) prin intermediul schimbătoarelor de căldură.

În municipiul Craiova sunt racordate la sistem un număr de 105 puncte termice, concesionate R.A. Termoficare Craiova.

Punctele termice urbane din municipiul Craiova au fost construite în baza proiectelor tip pentru ansambluri de locuințe, cu puteri termice de 2,5; 5; 7,5 și 10 Gcal/h și au fost puse în funcțiune în perioada 1981 - 1990.

Punctele termice au fost echipate cu schimbătoare de căldură de suprafață, de tip fascicul de țevi în manta.

Punctele termice au o capacitate totală instalată de 579,833 Gcal/h (674,34 MW), din care:

  • - pentru încălzire: 322,983 Gcal/h (375,63 MW)

  • - pentru apă caldă de consum: 256,851 Gcal/h (298,72 MW).

Tabelul nr. 2.3.2.2 - 1 Capacități instalate în punctele termice

Formular cod: FPM-03.01-01-02

Nr. crt.

Punct termic

Capacități termice instalate

PIF / Reabilitat

Nr. crt.

Punct termic

Capacități termice instalate

PIF / Reabilitat

Încălzire (Gcal/h)

Apă caldă de consum (Gcal/h)

Încălzire (Gcal/h)

Apă caldă de consum (Gcal/h)

1

PT 8 CRAIOVIȚA NOUĂ '

4,781

4,987

2007

54

PT 2 NICOLAE

TITULESCU

3,442

3,513

1988

2

PT 9 CRAIOVIȚA NOUĂ '

4,951

3,669

2007

55

PT 15 CRAIOVIȚA NOUĂ '

3,879

3,255

1985

3

PT 11 CRAIOVIȚA NOUĂ '

2,939

4,563

2007

56

PT 1 - 1 MAI

3,801

2,487

1986

4

PT 12 CRAIOVIȚA NOUĂ '

3,238

5,403

2007

57

PT 2 - 1 MAI

1,692

2,000

1986

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 32

Formular cod: FPM-03.01-01-02

Nr. crt.

Punct termic

Capacități termice instalate

PIF / Reabilitat

Nr. crt.

Punct termic

Capacități termice instalate

PIF / Reabilitat

Încălzire

(Gcal/h)

Apă caldă de consum (Gcal/h)

Încălzire (Gcal/h)

Apă caldă de consum (Gcal/h)

5

PT 10 CRAIOVIȚA NOUĂ '

2,879

2,960

2007

58

PT 1 ROMANESCU

3,615

3,989

1987

6

PT 2 VALEA ROȘIE

4,742

1,976

1987

59

PT 2 ROMANESCU

2,024

2,361

1987

7

PT 3 VALEA ROȘIE

4,267

2,323

1987

60

PT 2 BRAZDA LUI NOVAC

3,226

2,613

1987/2010

8

PT 1 NICOLAE TITULESCU

2,233

2,496

1984

61

PT 3 BRAZDA LUI NOVAC

3,615

2,238

1984

9

PT 3 NICOLAE TITULESCU

3,663

1,683

1987

62

PT 4 BRAZDA LUI NOVAC

3,276

2,248

1985

10

PT PIAȚA

UNIRII ’

2,641

1,433

1986

63

PT 21 BRAZDA LUI NOVAC

1,549

1,436

1986/2010

11

PT IANCU JIANU

1,802

1,751

1985/2010

64

PT 8 BRAZDA LUI NOVAC

3,209

2,654

1984

12

PT PATRIA

1,590

2,491

1987

65

PT 3 ROVINE

5,909

3,848

1982

13

PT SILOZ

1,771

2,316

1987

66

PT 4 ROVINE

4,336

0,376

1982

14

PT 7 CALEA BUCUREȘTI

3,819

2,665

1987

67

PT 6 ROVINE

3,937

3,458

1984

15

PT 9 CALEA BUCUREȘTI

3,231

1,928

1987

68

PT 7 ROVINE

3,578

2,957

1986

16

PT LĂPUȘ

2,200

1,756

1981

69

PT 8 ROVINE

6,871

4,027

1984

17

PT SĂRARI

2,721

1,359

1987

70

PT 6 BRAZDA LUI NOVAC

1,923

2,144

1985/2010

18

PT 13 CRAIOVIȚA NOUĂ '

3,565

2,268

1986

71

PT 9 BRAZDA LUI NOVAC

2,755

2,060

1984

19

PT 8 CALEA BUCUREȘTI

2,889

2,391

1985/2010

72

PT 11 BRAZDA LUI NOVAC

5,594

2,962

1986

20

PT 11 CALEA

BUCUREȘTI

6,714

4,582

1984

73

PT 12 BRAZDA LUI NOVAC

5,367

2,458

1986

21

PT VASILE CONTA

1,643

2,054

1987

74

PT 13 BRAZDA LUI NOVAC

5,750

2,377

1986

22

PT ROMUL

1,649

1,360

1987/2011

75

PT 14 BRAZDA LUI NOVAC

3,660

2,184

1986

23

PT 2 CALEA BUCUREȘTI

2,056

2,550

1982

76

PT 17 BRAZDA LUI NOVAC

1,244

1,126

1988

24

PT 2 SĂRARI

3,784

2,365

1982

77

PT 1 GEORGE

ENESCU

2,391

1,663

1986/2010

25

PT 3 OBOR-SPANIA

3,759

2,604

1984

78

PT3 GEORGE

ENESCU

1,280

1,557

1990

26

PT 4 VALEA

ROȘIE

7,146

3,172

1985

79

PT4 GEORGE

ENESCU

2,087

1,834

1986

27

PT 1 VALEA ROȘIE

6,193

2,338

1987

80

PT 7 BRAZDA LUI NOVAC

1,399

1,707

1987

28

PT 7 VALEA ROȘIE

4,620

2,687

1983/2010

81

PT 4 CRAIOVIȚA NOUĂ '

4,956

0,056

1987

29

PT 6 VALEA ROȘIE

1,098

0,435

1988

82

PT 5 CRAIOVIȚA NOUĂ '

5,859

4,374

1984

30

PT 4 CALEA BUCUREȘTI

1,341

1,148

1984

83

PT 21 TOPORAȘI

1,271

1,188

1986

31

PT MIHAI VITEAZU

1,278

1,475

1989

84

PT 16 CORNIȚOIU

3,039

1,991

1987

32

PT 12 CALEA BUCUREȘTI

2,353

3,296

1988

85

PT 18 CORNIȚOIU

2,045

1,566

1985

33

PT PIAȚA REVOLUȚIEI

1,124

1,370

1986

86

PT 10 BRAZDA LUI NOVAC

1,876

1,650

1984

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 33

Nr. crt.

Punct termic

Capacități termice instalate

PIF / Reabilitat

Nr. crt.

Punct termic

Capacități termice instalate

PIF / Reabilitat

Încălzire

(Gcal/h)

Apă caldă de consum (Gcal/h)

Încălzire (Gcal/h)

Apă caldă de consum (Gcal/h)

34

PT HORIA

2,971

1,598

1987

87

PT

FILARMONICĂ

1,129

2,061

1987

35

PT 13 CALEA BUCUREȘTI

1,852

1,921

1989/2010

88

PT HOREZU

2,052

1,535

1985

36

PT 6 CALEA BUCUREȘTI

4,802

2,616

1987

89

PT 23 AUGUST

4,256

4,004

1987

37

PT 14 CRAIOVIȚA NOUĂ '

3,389

3,874

1985

90

PT 3 - 1 MAI

3,541

3,896

1987

38

PT 3 CALEA BUCUREȘTI

3,732

3,020

1982

91

PT 4 - 1 MAI

3,038

1,929

1987

39

PT 4A CALEA BUCUREȘTI

0,845

1,090

1988

92

PT 6 CRAIOVIȚA NOUĂ '

3,209

4,173

2007

40

PT 1 SĂRARI

3,636

2,533

1982

93

PT 6A CRAIOVIȚA NOUĂ '

2,361

3,765

2007

41

PT 5 CALEA BUCUREȘTI

5,054

2,739

1987

94

PT 7 CRAIOVIȚA NOUĂ '

3,924

5,844

2007

42

PT 15 CALEA BUCUREȘTI

2,101

1,701

1989

95

PT 1 CRAIOVIȚA NOUĂ '

4,744

5,230

2007

43

PT 1 CALEA BUCUREȘTI

2,829

2,438

1981

96

PT 2 CRAIOVIȚA NOUĂ '

3,796

5,253

2007

44

PT 1 LĂPUȘ

ARGEȘ

3,605

2,413

1986

97

PT 3 CRAIOVIȚA NOUĂ '

5,473

5,125

2007

45

PT 2 LĂPUȘ

ARGEȘ

2,770

1,753

1986/2010

98

PT 17 CORNIȚOIU

2,274

1,165

1983

46

PT 3 LĂPUȘ

ARGEȘ

0,957

1,278

1988

99

PT

MÂNTULEASA

1,026

2,685

1988

47

PT 1 ROVINE

3,577

2,630

1981

100

PT 4 NICOLAE TITULESCU

3,159

1,563

1986

48

PT 2 ROVINE

4,195

2,788

1981

101

PT5 GEORGE

ENESCU

0,874

1,089

1990

49

PT 1 BRAZDA LUI NOVAC

4,069

3,412

1985

102

PT6 GEORGE

ENESCU

0,200

0,889

1990

50

PT 5 BRAZDA LUI NOVAC

1,626

1,727

1985/2010

103

PT 14 CALEA BUCURESTI

1,613

0,987

1992

51

PT 20 BRAZDA LUI NOVAC

2,089

1,692

1986

104

PT STADION

0

0

1987

52

PT 15 BRAZDA LUI NOVAC

2,693

1,950

1984/2010

105

PT LICEUL DE

CHIMIE

1,422

0,532

1987

53

PT2 GEORGE

ENESCU

2,965

3,742

1988

Formular cod: FPM-03.01-01-02


Circulația agentului termic secundar pentru încălzire și a apei calde de consum se asigură prin pompe centrifugale monoetajate de tip Lotru, Criș și Cerna, iar umplerea și completarea instalațiilor de încălzire se face prin pompe multietajate de tip Sadu.

Sistemul de expansiune din dotarea punctelor termice utilizează recipiente stabile sub presiune de tip închis, iar perna de aer este asigurată cu electrocompresoare.

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 34

În anii 1996 - 2006, punctele termice au fost modernizate parțial, prin înlocuirea schimbătoarelor de căldură fasciculare cu schimbătoare de căldură cu plăci inoxidabile.

Restul utilajelor și echipamentelor din punctele termice au durata de viață expirată și necesită înlocuirea cu utilaje și echipamente noi, moderne, eficiente.

Instalațiile termomecanice din punctele termice sunt vechi, corodate și prezintă depuneri importante pe pereții interiori.

De asemeni, în mare parte termoizolația și conductele sunt deteriorate. Conductele și armăturile prezintă coroziune avansată, determinând frecvente intervenții pentru reparații.

Armăturile nu mai asigură etanșeitatea necesară rezultând frecvente pierderi de agent și energie termică.

Circulația agentului secundar de încălzire se face cu electropompe cu turație constantă, la care reglajul de debit se efectuează din vanele de refulare ale acestora. Preluarea dilatării apei din întreaga instalație se face de către recipientele de expansiune de tip închis și de rezervoarele de adaos de tip deschis. Apa de adaos este introdusă în circuit cu ajutorul unor electropompe, iar perna de aer se realizează cu electrocompresoare.

Pentru asigurarea continuă a parametrilor optimi de alimentare cu apa caldă de consum a utilizatorilor, s-au realizat circuite de recirculare prevăzute cu pompe corespunzătoare. Funcționarea la sarcini termice mult mai mici decât capacitățile instalate și imposibilitatea reglării automate conduce la realizarea unor randamente scăzute și deci la costuri ridicate de producție. Uzura avansată a echipamentelor (pompe, armături, instalații electrice), constituie cauza principală a scăderii siguranței în funcționare a punctelor termice.

Instalațiile de automatizare sunt uzate din punct de vedere tehnic și moral și nu se mai află în funcțiune, ceea ce conduce la consumuri specifice mari de energie electrică și termică, ca urmare a necompensării cererii de căldură cu capacitățile instalate în punctele termice.

În anul 2007 un număr de 23 centrale termice de zonă au fost transformate în puncte termice urbane și au fost dotate cu schimbătoare de căldură cu plăci inoxidabile pentru încălzire și preparare apă caldă. Electropompele de circulație ale apei din instalațiile de încălzire și de distribuție a apei calde sunt dotate cu convertizoare statice de frecvență și funcționare automată cu menținerea diferenței de presiune, respectiv a presiunii în instalație.

Alte 23 puncte termice urbane au fost modernizate, lucrările fiind încheiate la sfârșitul anului 2011.

Formular cod: FPM-03.01-01-02


În aceste PT preluarea apei rezultate din încălzire se face cu module de expansiune dotate cu recipiente stabile sub presiune de tip deschis, cu sistem de menținere constantă a presiunii de apă din instalație care utilizează electropompe de adaos cu funcționare automată.

Pentru punctele termice modernizate (23 puncte termice) instalațiile de automatizare sunt construite în jurul unor regulatoare electronice programabile, liber configurabile, cu posibilitatea de extindere și dezvoltare ulterioară.

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 35

Utilajele, echipamentele și instalațiile sunt dotate cu interfețe specializate, care permit integrarea în sistemul centralizat de monitorizare, supraveghere și exploatare automată tip SCADA.

Datele de operare ale punctelor termice (debite, presiuni, temperaturi, etc.), precum și informațiile integrate în timp se transmit prin rețea internet la sistemul dispecerat organizat în punctul termic 10 Craiovița Nouă.

În prezent se derulează procedura de achiziție pentru realizarea lucrărilor de modernizare a 3 PT: PT Mihai Viteazu, PT9 Calea București, PT Sărari.

Pierderile de energie termică în punctele termice la nivelul anilor 2007 -2011, au avut următoarele valori:

Tabel nr. 2.3.2.2 - 2 Evoluția pierderilor în punctele termice

Specificație

U.M.

2007

2008

2009

2010

2011

Pierderile de energie termică

MWh/an

16 593

17 468

16 856

16 333

17 419

%

2,70

2,70

2,60

2,57

2,80

Clădirile punctelelor termice au un regim de înălțime parter, excepție făcând 2 puncte termice situate în zona centrală a orașului și 2 puncte termice situate în zona Brazda lui Novac, amplasate la subsolul blocurilor pe care le deservesc.

Sistemul constructiv al punctelor termice este:

  • - structură de rezistență (fundații, grinzi și stâlpi) din beton armat monolit sau prefabricat;

  • - pereți din fâșii armate din beton celular autoclavizat sau zidărie din cărămidă;

  • - acoperișul tip terasă din fâșii armate din beton celular autoclavizat, fâsii ușoare cu goluri sau elemente din beton armat precomprimat tip ECP sau EP, planșeu beton armat, izolat termic și hidrofug.

  • - tâmplărie metalică sau pvc.

Au fost efectuate reparații la 22% din construcțiile punctelor termice, care au constat în:

  • -  refacerea hidroizolațiilor, întrucât, datorită infiltrațiilor mari de apă, elementele de acoperiș (fișii b.c.a., elemente de beton cu armătură preîntinsă sau postîntinsă - ECP, EP, fîșii din beton armat) prezentau degradări prin apariția unor zone cu armături corodate și fisuri;

  • -  reparații sau înlocuiri la jgeaburi și burlane;

  • -  reparații tencuieli exterioare și interioare;

  • -  zugrăveli, vopsitorii exterioare și interioare.

    Formular cod: FPM-03.01-01-02


  • 2.3.2.3 Sistemul de distribuție a energiei termice

Distributia apei calde de consum și a agentului termic către instalațiile de încălzire ale consumatorilor finali se face prin rețele termice de tip arborescent.

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 36

Sistemul de distribuție a energiei termice este de tip cvadritubular alcătuit din conducte clasice izolate cu saltele de vată minerală și cu protecția termoizolației din carton bitumat. Conductele sunt pozate în canale subterane nevizitabile.

Lungimea totală a traseului de conducte este de cca. 122,6 km, pe 4 fire de conductă, cu diametre cuprinse între 32 și 200 mm. Lungimea totală a conductelor însumează 490 km.

Sistemul centralizat de distribuție a energiei termice a fost pus în funcțiune în mod eșalonat începând cu anul 1960 cele mai recente rețele fiind puse în funcțiune în anul 1985, deci au o vechime între 27 și 52 ani, durata lor normată de exploatare fiind de 20 ani în condițiile în care s-au executat la timp lucrările de mentenanță curentă necesare.

Starea tehnică a conductelor termice de distribuție este necorespunzătoare. Conductele sunt în cea mai mare măsură vechi, corodate și prezintă depuneri importante pe pereții interiori, ceea ce conduce la scăpări de fluid prin neetanșeități, creșerea costurilor de pompare și determină frecvente intervenții pentru reparații.

Termoizolația conductelor este necorespunzătoare ca urmare a discontinuității sau tasării, conducând la pierderi prin convecție sau radiație importante.

Elementele de sectorizare (armăturile) nu mai asigură etanșeitatea necesară, rezultând pierderi de agent termic.

Conductele sunt amplasate în canale de protecție din beton, vizitabile și necirculabile. Adâncimea de pozare a rețelelor termice de la partea superioară a elementelor de acoperire a canalelor de protecție până la suprafața solului este de minim 0,8 m în zonele carosabile și de minim 0,5 m în cazul zonelor verzi. Canalele sunt obturate cu pământ și nisip pătruns prin deschiderea rosturilor laterale datorită traficului, sau datorită lipsei capacelor căminelor sau neetanșeității acestora. Acest lucru care a permis formarea de dopuri în calea evacuării apelor de infiltrații, care a dus de-a lungul timpului la coroziunea conductelor și de asemenea la umezirea, tasarea sau întreruperea termoizolației.

În perioada 1993-2011 au fost executate lucrări de reabilitare punctuale a conductelor termice, pe traseele care prezentau pierderi masive de agent prin neetanșeități și pierderi de energie termică prin conducție și convecție, ca urmare a tasării, umezirii sau discontinuității izolației. Lucrările de reabilitare au constat în înlocuirea conductelor care prezentau uzură foarte mare și nu mai prezentau siguranță în exploatare.

Până la sfârșitul anului 2011 au fost reabilitați cca. 120 km de conductă, păstrându-se soluția clasică de conductă cu izolație de vată minerală și carton bitumat.

Formular cod: FPM-03.01-01-02


În cursul anului 2007 au fost executate lucrări de modernizare a sistemului de distribuție a energiei termice aferente: PT9 Craiovița Nouă, CT6 Calea București și PT 8 Calea București.

În cadrul acestor lucrări rețeaua termică aferentă PT9 Craiovița Nouă, CT6 Calea București și PT 8 Calea București (cca. 3,5 km, reprezentând cca. 0,7% din total) a fost înlocuită integral cu conducte preizolate, cu grosimea izolației de 3 cm, pozate în pâmânt, dotate cu sistem de detectare, semnalizare și localizare a pierderilor.

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 37

Pentru rețelele aferente punctelor termice modernizate, sistemul de monitorizare, detecție și supraveghere a stării tehnice a conductelor este integrat în sistemul dispecer organizat în incinta PT10 Craiovița Nouă.

Prin modernizarea sistemului de distribuție la obiectivele termice menționate, numărul de incidente și avarii a scăzut la zero de la punere în funcțiune și până în prezent, iar pierderile masice și calorice de la plecarea din surse până la utilizatorii finali au fost limitate strict la scăpările de fluid prin neetanșeități apărute în instalațiile utilizatorilor.

Restul rețelelor necesită realizarea unor lucrări de modernizare prin înlocuirea actualelor rețele de termoficare realizate în soluția clasică prin pozare în canale termice cu termoizolație din vată minerală, cu rețele termice din conducte preizolate și sisteme integrate de monitorizare a stării tehnice a rețelei și transmitere prin internet a datelor către sistemul dispecer de termoficare.

Această soluție tehnologică se încadrează în reglementările în vigoare privind:

  • •   eficiența termoizolației la valori care depășesc 80%

  • •   căderea de temperatură de 0,5 grd. C pe km de conductă pe durata de utilizare a rețelelor.

Prin aplicarea acestor soluții de eficientizare se preconizează obținerea următoarelor avantaje:

  • •  creșterea fiabilității și siguranței în exploatare a sistemului în ansamblu

  • •  reducerea pierderilor masice și calorice și implicit reducerea consumurilor specifice de combustibil la sursa de producere, reducerea consumurilor de apă și energie electrică

  • •  reducerea costurilor de exploatare

  • •  monitorizarea permanentă a stării sistemului și depistarea operativă a incidentelor și avariilor survenite

  • •  reducerea personalului necesar pentru exploatare.

În prezent se derulează procedura de achiziție pentru realizarea lucrărilor de modernizare pentru rețeaua aferentă a PT 8 Calea București cca. 2,3 km, reprezentând cca. 0,6% din total rețea.

Pierderile de energie termică în rețelele secundare de termoficare la nivelul anilor 2007 -2011, au avut următoarele valori:

Tabel nr. 2.3.2.3 - 1 Evoluția pierderilor în sistemul de distribuție

Specificație

U.M.

2007

2008

2009

2010

2011

Pierderile de energie termică

MWh/an

125 166

122 735

124 444

121 305

125 759

%

20,93

19,50

19,71

19,59

20,80


Formular cod: FPM-03.01-01-02


Datele tehnice referitoare la rețelele de distribuție a agentului termic se prezintă în Anexa D.

Contorizarea la branșament

Prin introducerea contorizării la branșament, consumatorul plătește numai energia termică efectiv consumată, fără a plăti și pierderile din sistem. Un efect important este acela că

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 38

furnizorul este direct interesat să micșoreze pierderile din sistem prin mentenanță, lucrări de reparații și reabilitări.

În municipiul Craiova, gestiunea livrării agentului termic la nivel de branșament consumator (scară de bloc) pentru consumatorii racordați la sistemul centralizat s-a realizat prin montarea contoarelor de energie termică pe circuitele de încălzire și apă caldă de consum în proporție de 100%.

2.4 Resurse primare utilizate

Cazanele de abur de 525 t/h din Uzina Craiova utilizează următorii combustibili:

  • a) Combustibilul de bază - Lignit din bazinul carbonifer al Olteniei, având următoarele caracteristici (valori medii, procente masice):

putere calorifică inferioară: 1550 - 1850 kcal/kg;

b) Combustibilul pentru aprindere și suport pentru susținerea flăcării

- Gaz natural, având următoarele caracteristici (valori medii, procente masice):

3


putere calorifică inferioară:

8220 kcal/Sm

metan (CH4):

93,8 %

etan:

1,90 %

propan:

1,20 %

butan:

0,70 %

pentan:

0,10 %

hexan:

0,30 %

azot:

0,30 %

dioxid de carbon:

1,60 %


Formular cod: FPM-03.01-01-02


- Păcura, având următoarele caracteristici (valori medii, procente masice):

putere calorifică inferioară :

9726 kcal/kg

apă:

0,2%

punct de inflamare:

112 0C

vâscozitate la 100 0C:

9710 0E

sulf :

1%

temperatura de congelare:

13 0C.


carbon (C):

19,3 - 22,5 %

hidrogen (H2):

1,8 - 2,1 %

sulf (S):

0,6 - 1,3 %

oxigen (O2):

6,3 - 9,7 %

azot (N2):

0,6 - 1,7 %

cenușă (A):

21 - 28 %

umiditate (W):

39 - 43 %.

Participarea termică a lignitului la căldura dezvoltată prin ardere în focar este de 94%.

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 39

Participarea termică a hidrocarburilor la căldura dezvoltată prin ardere în focar este de 6%.

În prezent păcura se folosește foarte rar la grupurile energetice, numai în situații accidentale. Păcura se utilizează ca suport (cu pondere de aproximativ 20%) la cazanele CR3, CR4, CAF3, CAF4 și combustibil principal pentru cazanele CR1, CR2 și CAF1, CAF2.

În prezent cazanele de apă fierbinte CAF1 și CAF 2 sunt retrase din exploatare pentru realizarea unor lucrări de trecere la funcționarea pe gaze naturale.

Cazanele de apă caldă amplasate în CT de cvartal utilizează drept combustibil gazul natural.

  • 2.5 Prezentarea performanțelor energetice

  • 2.5.1 Uzina Craiova

4- Cazanele energetice

Cele două cazane energetice de abur sunt de tipul cu circulație unică, cu focar cu pereți membrană și supraîncălzire intermediară, de fabricație Vulcan București.

Formular cod: FPM-03.01-01-02


Tabel nr. 2.5.1 - 1 Parametrii tehnico-funcționali ai cazanelor de abur

Specificație

UM

Parametri

Identificare cazan

-

Cazan 1

Cazan 2

Putere termică (a combustibilului)

MWt

473

473

An PIF

-

1987

1989

Situația actuală: în funcțiune/ în conservare/ în modernizare

-

In functiune

In functiune

Număr de ore de funcționare de la PIF

ore

141517

125289

Parametrii nominali de proiect

- debit

t/h

525

525

- presiune

bar

192,27

192,27

- temperatură

0C

540

540

- randament (comb lignit)

%

85%

85%

- randament (comb pacura)

%

90%

90%

Parametrii actuali disponibili

- debit

t/h

500

500

- presiune

bar

185

185

- temperatură

0C

540

540

- randament

%

83-85%

83-85%

Consum orar combustibil

- Combustibil de bază

Consum orar la sarcina nominală

t/h

250

250

Pci mediu

kcal/kg

1794

1794

Sarcina maximă asigurată

%

95%

95%

- Combustibil auxiliar 1

Consum orar la sarcina nominală

t/h

2,5

2,5

Pci mediu

kcal/kg

9731

9731

Sarcina maximă asigurată

%

6%

6%

- Combustibil auxiliar 2

Consum orar la sarcina nominală

Smc/h

2000

2000

Pci mediu

kcal/Smc

8831

8831

Sarcina maximă asigurată

%

5%

5%


Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 40

4- Turbinele cu abur

Turbinele cu abur sunt de tipul FIL 150, cu condensație și priză reglabilă de termoficare în două trepte. Tipul constructiv al turbinelor este cu acțiune, cu trei corpuri, pe o singură linie de arbori. Turbinele au fost fabricate la IMGB București.

Tabel nr. 2.5.1 - 2 Parametrii tehnico-funcționali ai turbinelor cu abur

Specificație

UM

Parametri

Identificare TA

-

Turbina 1

Turbina 2

An PIF

-

1987

1989

Situația actuală: în funcțiune/ în conservare/ în modernizare

In functiune

In functiune

Număr de ore de funcționare de la PIF

ore

139279

123385

Parametrii nominali de proiect

- putere electrică

MW

150/120

150/120

- abur admisie

- debit

t/h

515

515

- presiune / temperatură

bar/ 0C

182,28/535

182,28/535

- abur priza reglabilă 1

- presiune / temperatură

bar/ 0C

0,35/140

- abur priza reglabilă 2

- presiune / temperatură

bar/ 0C

1,5/190

Parametrii actuali disponibili

- putere electrică

MW

140

140

- abur admisie

- debit

t/h

490

490

- presiune / temperatură

bar/ 0C

180/535

180/535

- abur priza reglabilă 1

- presiune / temperatură

bar/ 0C

-0,2-0,35 / 98-140

-0,2-0,35 / 98-140

- abur priza reglabilă 2

- presiune / temperatură

bar/ 0C

1 - 1,5 / 150 - 190

1 - 1,5 / 150 - 190

4- Cazanele de apă fierbinte

Cazanele de apă fierbinte sunt cazane de tip turn, cu pereți membrană și sistem convectiv, de fabricație Vulcan București.

Tabel nr. 2.5.1 - 3 Parametrii tehnico-funcționali ai cazanelor de apă fierbinte

Formular cod: FPM-03.01-01-02

Specificație

UM

Parametri

Identificare cazan

-

Cazan 1 păcură

Cazan 2 păcură

Cazan 3 lignit+păcură

Cazan 4 lignit+păcură

Putere termică (a combustibilului)

MWt

116

116

116

116

Situația actuală: în funcțiune/ în conservare/ în modernizare

Oprit pt. trecere pe gaze

Oprit pt. trecere pe gaze

În funcțiune

În funcțiune

Număr de ore de funcționare de la PIF                        ’

ore

4041

7868

44014

41353

Parametrii nominali de proiect

- capacitate termică

Gcal/h

100

100

100

100

- debit apă prin CAF, maxim/minim

t/h

3300/2800

3300/2800

3300/2800

3300/2800

- temperatura apă intrare

0C

120

120

120

120

- temperatura apă ieșire

0C

150

150

150

150

- randament (lignit)

%

82

82

- randament (pacura)

%

87,5

87,5

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 41

Specificație

UM

Parametri

Parametrii actuali disponibili

- capacitate termică

Gcal/h

95

95

90

90

- debit apă prin CAF, maxim/minim

t/h

3300/2800

3300/2800

3300/2800

3300/2800

- temperatura apă intrare

0C

120

120

120

120

- temperatura apă ieșire

0C

150

150

150

150

- randament

%

86

86

81

81

Consum orar combustibil

- Combustibil de bază

Păcura

Păcura

Lignit

Lignit

Consum orar la sarcina nominală

t/h

12

12

50

50

Pci mediu

kcal/kg

9731

9731

1794

1794

Sarcina maximă asigurată

%

100

100

80

80

- Combustibil auxiliar

Păcura

Păcura

Consum orar la sarcina nominală

t/h

2

2

Pci mediu

kcal/kg

9731

9731

Sarcina maximă asigurată

%

20

20

4- Cazanele de abur industrial

Cazanele de abur industrial sunt cazane de tip turn, cu ciculație naturală, cu 2 tamburi, cu pereți membrană și ardere sub presiune. Cazanele sunt de fabricație Vulcan București.

Formular cod: FPM-03.01-01-02


Tabel nr. 2.5.1 - 4 Parametrii tehnico-funcționali ai cazanelor de abur industrial

Specificație

UM

Parametri

Identificare cazan

-

Cazan 1 păcură

Cazan 2 păcură

Cazan 3 lignit+păcură

Cazan 4 lignit+păcură

Putere termică (a combustibilului)

MWt

An PIF

1980

1980

1984

1984

Situația actuală: în funcțiune/ în conservare/ în modernizare

În funcțiune

În funcțiune

În funcțiune

În funcțiune

Număr de ore de funcționare de la PIF

16898

19861

72843

71706

Parametrii nominali de proiect

- debit abur

t/h

30

30

100

100

- presiune abur

bar

14,71

14,71

14,71

14,71

- temperatura abur

0C

250

250

250

250

- randament (lignit)

%

84

84

- randament (pacura)

%

90,5

90,5

Parametrii actuali disponibili

- debit abur

Gcal/h

25

25

90

90

- presiune abur

bar

13

13

13

13

- temperatura abur

0C

240

240

240

240

- randament

%

86

86

80

80

Consum orar combustibil

- Combustibil de bază

Păcura

Păcura

Lignit

Lignit

Consum orar la sarcina nominală

t/h

2

2

35

35

Pci mediu

kcal/kg

9731

9731

1794

1794

Sarcina maximă asigurată

%

100

100

80

80

- Combustibil auxiliar

Păcura

Păcura

Consum orar la sarcina nominală

t/h

1,5

1,5

Pci mediu

kcal/kg

9731

9731

Sarcina maximă asigurată

%

20

20


Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 42

4-    Schimbătoarele de căldură

Caracteristicile principale ale schimbătoarelor de căldură apă-abur din cadrul centralei sunt următoarele:

Tabel nr. 2.5.1 - 5 Parametrii tehnico-funcționali ai schimbătoarelor de căldură

Specificație

UM

Parametri

Identificare SC

-

Boiler tr. 1

la TA 1

Boiler tr 2 TA 1

Boiler tr. 1

la TA 2

Boiler tr 2 TA 2

Boiler de vârf de 50

Gcal/h etapa CT

Boiler de vârf de 30

Gcal/h etapa CT

Tip (orizontal, vertical)

Orizontal

Orizontal

Orizontal

Orizontal

Orizontal

Orizontal

Regim funcționare (bază, vârf)

bază

bază

bază

bază

vârf

vârf

Furnizor

I.M.G.B.

Bucuresti

I.M.G.B.

Bucuresti

I.M.G.B.

Bucuresti

I.M.G.B.

Bucuresti

VAHTERUS Finlanda

SONDEX/S Danemarca

An PIF

1987

1987

1989

1989

2008

2005

Situația actuală

In

exploatare

In

exploatare

In

exploatare

In

exploatare

In

exploatare

In

exploatare

Parametrii nominali de proiect

- capacitate termică instalată

Gcal/h

180

180

50

30

- suprafața de schimb de căldură

m2

2015

1040

2015

1040

218

192

- debit de apă maxim/minim

t/h

Max 6500

Max 6500

Max 6500

Max 6500

Max 750

Max 400

Parametrii actuali disponibili

- capacitate termică disponibilă

Gcal/h

160

160

40

20

Parametrii aburului la intrare

- presiune abur

bar

-0,2.0,35

1.1,5

-0,2.0,35

1.1,5

11

11

- temperatură abur

0C

98.140

150.190

98.140

150.190

220.280

220.280

4- Blocurile energetice nr. 1 și 2

Performanțele energetice anuale înregistrate la nivelul blocurilor nr. 1 și 2 din cadrul Uzinei Craiova, au fost următoarele:

Formular cod: FPM-03.01-01-02


Tabel nr. 2.5.1 - 6 Performanțele energetice anuale ale blocului energetic nr. 1 în perioada 2007-2011

Anul

2007

2008

2009

2010

2011

Durata anuală de funcționare (ore/an)

6654

6933

5366

5046

7070

Puterea  electrică medie la timpul de

funcționare

121,38

127,27

121,42

120,35

125,11

Nr. opriri planificate

1

1

1

1

1

Durata cumulată a opririlor planificate (ore/an)

703

720

775

2 400

512

Nr. opriri neplanificate

13

19

13

14

13

Durata cumulată a opririlor neplanificate (ore/an)

532

603

557

902

445


Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 43

Anul

2007

2008

2009

2010

2011

Timp de staționare în rezervă (ore/an)

871

504

2 062

412

733

Disponibilitatea de timp

85,9%

84,89%

84,79%

62,31%

89,08%

Factorul de serviciu anual

75,96%

79,14%

61,26%

57,60%

80,71%

Energia electrică produsă (MWh)

807.687

882.381

651.531

607.283

884.525

Energia termică produsă (Gcal)

316.088

289.130

350.442

293.176

369.261

Consum de energie primară (MWh)

2.916.440

3.270.101

2408.287

2.269.515

3.121.935

Eficiență electrică brută

27,69%

26,98%

27,05%

26,76%

28,33%

Eficiență globală

40,30%

37,27%

43,98%

41,78%

42,09%

Tabel nr. 2.5.1 - 7 Performanțele energetice anuale ale blocului energetic nr. 2 în perioada 2007-2011

Anul

2007

2008

2009

2010

2011

Durata anuală de funcționare (ore/an)

5634

6957

6166

4258

6870

Puterea  electrică medie la timpul de

funcționare

116,742

126,894

120,672

121,493

124,104

Nr. opriri planificate

1

1

1

1

1

Durata cumulată a opririlor planificate (ore/an)

1939

660

608

2990

574

Nr. opriri neplanificate

13

17

20

16

16

Durata cumulată a opririlor neplanificate (ore/an)

578

459

836

1 185

605

Timp de staționare în rezervă (ore/an)

609

708

1 150

327

711

Disponibilitatea de timp

71,27%

87,50%

83,52%

52,34%

86,54%

Factor de serviciu anual

64,32%

79,42%

70,39%

48,61%

78,42%

Energia electrică produsă (MWh)

657.727

882.802

744.065

517.319

852.593

Energia termică produsă (Gcal)

330.604

414.065

324.475

316.329

324.001

Consum de energie primară (MWh)

2.395.107

3.338.779

2.733.145

1.873.057

3.019.668

Eficiență electrică brută

27,46%

26,44%

27,22%

27,62%

28,23%

Eficiență globală

43,51%

40,86%

41,03%

47,26%

40,71%

În perioada ultimilor 5 ani de funcționare cele două grupuri energetice au produs în cogenerare în medie fiecare cca. 750.000 MWhe/an și cca. 333.000 Gcal/an.

Puterea electrică medie înregistrată a fost de cca. 123 MW.

Formular cod: FPM-03.01-01-02


Numărul mediu de ore de funcționare înregistrat în perioada 2007-2011 este de cca. 6200 ore pentru blocul nr. 1 și cca. 6000 ore pentru blocul nr. 2.

Ca urmare a lucrărilor de reabilitare realizate, fiecare dintre cele două blocuri energetice au o durată remanentă de viață de cca. 15-20 ani.

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 44

4-    Performanțe medii anuale la nivelul centralei

9

La nivelul întregii centrale, în perioada ultimilor 5 ani de funcționare s-au înregistrat următoarele performanțe energetice:

Tabel nr. 2.5.1 - 8 Performanțele energetice anuale ale centralei în perioada 2007-2011

Formular cod: FPM-03.01-01-02

Specificație

UM

2007

2008

2009

2010

2011

Energia termică produsă

MWh/an

886.751

937.370

921.520

984.675

972.560

Energia termică produsă, din care:

Gcal/an

762.469

805.993

792.365

846.668

836.251

- pentru producere apă fierbinte destinată încălzirii si acm

Gcal/an

686.421

730.020

724.114

733.342

717.227

din care: în cogenerare

Gcal/an

613.700

670.726

648.433

561.371

634.376

- pentru producere apă fierbinte destinată consumului tehnologic

Gcal/an

76.048

75.973

68.252

113.326

119.024

din care: în cogenerare

Gcal/an

67.991

69.802

61.119

86.751

105.275

Servicii interne termice ale centralei

Gcal/an

39.146

40.634

38.676

50.446

52.447

Energie termică livrată la limita centralei

MWh

841.225

890.113

876.540

926.006

911.564

Energia termică la limita centralei, total, din care :

Gcal/an

723.323

765.359

753.689

796.222

783.804

- apă fierbinte destinata încălzire și acm

Gcal/an

651.180

693.216

688.769

689.648

672.245

din care: în cogenerare

Gcal/an

582.191

636.912

616.782

527.923

594.590

- apă fierbinte destinata consumului tehnologic

Gcal/an

72.143

72.143

64.920

106.574

111.559

din care: în cogenerare

64.501

66.283

72.497

81.582

98.672

Energie electrică produsă

MWh

1.465.414

1.765.183

1.395.596

1.124.602

1.737.118

Servicii interne electrice, total din care:

MWh

247.335

282.594

232.864

198.921

275.554

- energie electrică consumată pentru producere energie termică

MWh

39.870

40.808

42.335

42.871

41.787

Idem, raportată la energia termică la limita centralei

kWh/Gcal

59,5

57,7

60,5

58,0

57,6

- energie electrică consumată pentru pompaj

MWh

11.332

11.428

11.193

11.151

10.709

Idem, raportată la energia termică la limita centralei

kWh/Gcal

15,7

14,9

14,9

14,0

13,7

- energie electrică consumată pentru producere energie electrică

MWh

196.133

230.358

179.336

144.899

223.058

Idem, raportată la energia electrică la limita centralei

%

13,4

13,1

12,9

12,9

12,8

Energie electrică cumpărată din SEN

MWh

728

2570

6906

8252

1888

Energia electrică livrată la limita centralei

MWh

1.215.144

1.481.382

1.165.868

930.344

1.459.816

Consum de combustibil

- lignit

t/an

2.389.759

2.965.207

2.369.754

2.000.445

2.834.940

- păcură

t/an

4072

3659

2898

6833

2850

- gaze naturale

1000 Smc/an

34.467

41.130

32.398

25.075

31.731

Consum de combustibil

MW

5.428.639

6.716.968

5.272.152

4.451.336

6.285.341

Consum combustibil pentru energie termică

MW

955.192

964.529

956.649

1.062.791

1.005.031

din care: în cogenerare

MW

838.100

856.441

825.929

754.028

861.293

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 45

Specificație

UM

2007

2008

2009

2010

2011

Consum combustibil pentru energie electrică

MW

4.473.447

5.752.439

4.315.503

3.388.545

5.280.310

din care: în cogenerare

MW

337.217

369.951

402.988

387.854

440.444

Puteri calorifice inferioare medii

- lignit

kcal/kg

1820,44

1815,26

1776,24

1765,3

1794,45

- păcură

kcal/kg

9742

9733,8

9727

9725

9726

- gaze naturale

kcal/Smc

8057

8687,7

9130

9157

9124

Eficiența electrică brută

%

26,99%

26,28%

26,47%

25,26%

27,64%

Eficiența energetică globală

%

43,33%

40,23%

43,95%

47,39%

43,11%

  • 2.5.2 Sistemul de transport

La nivelul sistemului de transport se înregistrează pierderi de energie și agent termic (pierderi masice), datorate pe de o parte vechimii conductelor, iar pe de altă parte soluției constructive.

În tabelul de mai jos se prezintă performanțele energetice medii înregistrate la nivelul anului 2011 pentru sistemul de transport al căldurii, din punctul de vedere al pierderilor masice și calorice și al energiei electrice utilizate pentru pompaj:

Tabel nr. 2.5.2 - 1 Performanțele energetice ale rețelelor termice de transport în anul 2011

Specificație

U.M.

Valoare

Pierderi de căldură

- Pierderi orare de căldură

Iarna (decembrie - februarie)

Gcal/h

15,6

Vara (mai și septembrie, luni edificatoare)

Gcal/h

8,7

- Pierderi anuale de căldură, total din care:

Gcal/an

96.589

Iarna (octombrie - martie)

Gcal/an

60.741

Vara (aprilie - septembrie)

Gcal/an

35.848

Pierderi de agent termic

- Pierderi orare de agent termic

m/h

85

Iarna (decembrie - februarie)

m/h

123

Vara (mai și septembrie, luni edificatoare)

m/h

56

- Pierderi anuale de agent termic, totale din care:

m3/an

738.026

Iarna (octombrie - martie)

m/an

463.234

Vara (aprilie - septembrie)

m/an

274.792

Consum de energie electrică pentru pompaj

MWh/an

11.163

Pierderile anuale de căldură reprezintă cca. 12,32% din cantitatea livrată din centrală.

Formular cod: FPM-03.01-01-02


Pierderile de agent termic pe perioada iernii sunt de cca. 2,5% din debitul vehiculat de cca. 4975 m3/h, iar pe perioada verii de cca. 7,4% din debitul vehiculat de 758 m3/h.

Consumul specific de energie electrică pentru pompaj este de cca. 14,24 kWh/Gcal (raportat la cantitatea de energie termică livrată la limita centralei).

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 46

Tabel nr. 2.5.2 - 2

Balanța energiei termice la nivelul sistemului de transport în perioada 2007-2011

Specificație

U.M.

2007

2008

2009

2010

2011

Energia termică sub formă de apă fierbinte la intrarea în rețeaua de transport

MWh/an

841.225

890.113

876.540

926.006

911.564

Gcal/an

723.323

765.359

753.689

796.222

783.804

Pierderi de energie în rețeaua de transport

- în unități fizice

Gcal/an

82.367

93.029

87.352

111.227

108.971

- procentual, raportat la energia termică la intrarea în RT

%

11,39%

12,15%

11,59%

13,97%

13,90%

Energie termică sub formă de apă fierbinte vândută consumatorilor din RT

MWh/an

745.432

781.920

774.950

796.649

784.831

Gcal/an

640.956

672.330

666.337

684.995

674.833

  • 2.5.3 Centralele termice

Conform bilanțurilor realizate, valorile medii anuale ale randamentelor celor 52 centrale termice sunt cuprinse între 87% și 94%, valorile mai reduse (87-88%) fiind corespunzătoare cazanelor puse în funcțiune în anii 2003-2004 și cele mai ridicate în cazul echipamentelor mai noi (PIF 2008-2009).

Datele tehnice referitoare la cazanele care echipează centralele termice sunt prezentate în Anexa C.

Tabel nr. 2.5.3 - 1 Evoluția energiei termice vândute din CT în perioada 2007-2011

Formular cod: FPM-03.01-01-02

Centrala termică

UM

2007

2008

2009

2010

2011

1

CT ROMARTA

Gcal/an

616.30

695.86

719.00

673.45

643.49

2

CT 32 AP 32 APART.

Gcal/an

232.91

232.87

231.44

261.78

235.78

3

CT 24 AP 24 APART.

Gcal/an

160.23

140.92

159.79

168.03

146.97

4

CT 156 AP 156 APART.

Gcal/an

681.09

1047.15

1008.30

1089.33

1224.53

5

CT 6 C. BUCURESTI

Gcal/an

4469.82

4712.56

5040.78

5457.69

5092.17

6

CT I.PEDAGOGIC INST.PEDAGOGIC

Gcal/an

53.92

5.84

0.00

0.00

0.00

7

CT 8 CRAIOVITA

Gcal/an

3415.27

0.00

0.00

0.00

0.00

8

CT 9 CRAIOVITA

Gcal/an

3115.53

0.00

0.00

0.00

0.00

9

CT 11 CRAIOVITA

Gcal/an

2102.26

0.00

0.00

0.00

0.00

10

CT 12 CRAIOVITA

Gcal/an

2638.50

0.00

0.00

0.00

0.00

11

CT 10 CRAIOVITA

Gcal/an

2012.18

0.00

0.00

0.00

0.00

12

CT BRANCUSI

Gcal/an

1857.69

1709.78

1882.16

1624.30

1380.24

13

CT 1 CT1 ROVINE

Gcal/an

2970.72

2840.76

2812.12

2717.32

1949.43

14

CT 2 PT.GARII

Gcal/an

446.70

268.33

56.31

59.51

35.53

15

CT 6 CV.NOUA

Gcal/an

2643.76

0.00

0.00

0.00

0.00

16

CT 6A CRAIOVITA

Gcal/an

2043.73

0.00

0.00

0.00

0.00

17

CT 7 CV.NOUA

Gcal/an

2966.16

0.00

0.00

0.00

0.00

18

CT 5 1MAI

Gcal/an

3530.69

3394.43

2980.82

2907.76

2854.67

19

CT 6 1 MAI

Gcal/an

5032.11

5465.22

5878.06

5677.53

5182.64

20

CT 1 CRAIOVITA

Gcal/an

3397.06

0.00

0.00

0.00

0.00

21

CT 2 CRAIOVITA

Gcal/an

2598.90

0.00

0.00

0.00

0.00

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 47

Formular cod: FPM-03.01-01-02

Centrala termică

UM

2007

2008

2009

2010

2011

22

CT 3 CRAIOVITA

Gcal/an

3358.05

0.00

0.00

0.00

0.00

23

CT 113 AP I.P.PAVLOV

Gcal/an

560.87

556.44

566.83

429.86

269.31

24

CT 150 AP FEMINA

Gcal/an

1090.63

1044.02

1081.04

1161.02

1212.53

25

CT IJK 150 AP I.J.K.

Gcal/an

1100.09

1098.93

1117.65

1083.33

1016.83

26

CT 97+73+8 AP 97+73+8ap

Gcal/an

1084.60

1200.82

1199.83

1160.09

1203.69

27

CT CASA ALBA CASA ALBA

Gcal/an

394.09

509.45

559.62

583.26

576.10

28

CT BRANCUSI-LICEE

Gcal/an

241.83

403.78

440.56

418.52

416.92

29

CT OLTENIA - BL.B1 SC.3 CRAIOVITA

Gcal/an

69.78

70.16

66.39

67.50

69.75

30

CT OLTENIA - BL.B1 SC.1 CRAIOVITA

Gcal/an

84.44

88.48

88.98

91.96

94.43

31

CT OLTENIA - BL.B1 SC.2 CRAIOVITA

Gcal/an

112.76

136.68

127.78

121.57

113.02

32

CT OLTENIA - BL.B1 SC.4 CRAIOVITA

Gcal/an

69.48

74.44

74.88

75.54

76.57

33

CT OLTENIA - BL.B1 SC.5 CRAIOVITA

Gcal/an

84.54

101.24

97.46

100.23

105.56

34

CT OLTENIA - BL.B1 SC.6 CRAIOVITA

Gcal/an

62.35

59.85

57.53

60.32

56.40

35

CT OLTENIA - BL.T2 SC.1 CRAIOVITA

Gcal/an

50.45

55.43

55.57

55.96

55.52

36

CT OLTENIA - BL.T2 SC.2 CRAIOVITA

Gcal/an

100.03

96.07

91.58

97.34

94.36

37

CT OLTENIA - BL.T2 SC.3 CRAIOVITA

Gcal/an

65.74

62.50

60.56

65.34

63.77

38

CT OLTENIA - BL.T2 SC.4 CRAIOVITA

Gcal/an

102.71

98.65

90.57

90.94

89.05

39

CT OLTENIA - BL.T2 SC.5 CRAIOVITA

Gcal/an

66.37

69.91

64.15

64.43

60.69

40

CT OLTENIA - BL.T3 SC.1 CRAIOVITA

Gcal/an

60.65

58.95

55.24

56.02

54.71

41

CT OLTENIA - BL.T3 SC.2 CRAIOVITA

Gcal/an

108.46

110.70

96.49

103.59

92.18

42

CT OLTENIA - BL.T3 SC.3 CRAIOVITA

Gcal/an

52.17

50.41

42.82

48.18

51.03

43

CT OLTENIA - BL.T3 SC.5 CRAIOVITA

Gcal/an

58.30

64.28

57.73

68.36

86.08

44

CT N.TITULESCU BL.E1-E10 N.TITULESCU

Gcal/an

655.10

536.26

580.74

482.14

405.55

45

CT OLTENIA - BL.T3 SC.4 CRAIOVITA

Gcal/an

96.18

96.43

83.24

92.03

87.63

46

CT POTELU ANL BL.R2 1MAI

Gcal/an

0.00

21.31

86.26

90.57

93.53

47

CT POTELU ANL BL.R4 1MAI

Gcal/an

0.00

21.76

86.57

93.59

94.97

48

CT POTELU ANL BL.R6 1MAI

Gcal/an

0.00

21.55

105.36

79.24

76.91

49

CT POTELU ANL BL.R8 1MAI

Gcal/an

0.00

25.84

126.50

96.96

100.51

50

CT POTELU ANL BL.R10 1MAI

Gcal/an

0.00

26.83

111.72

121.69

123.10

51

CT POTELU ANL BL.R12 1MAI

Gcal/an

0.00

20.81

103.77

79.05

89.47

52

CT POTELU ANL BL.R14 1MAI

Gcal/an

0.00

22.21

106.97

75.15

73.16

53

CT POTELU ANL BL.R16 1MAI

Gcal/an

0.00

25.38

19.07

104.51

111.31

54

CT POTELU ANL BL.R18 1MAI

Gcal/an

0.00

31.90

92.70

81.63

88.40

55

CT POTELU ANL BL.R20 1MAI

Gcal/an

0.00

24.95

104.85

101.70

109.42

56

CT POTELU ANL BL.R1 1MAI

Gcal/an

0.00

0.00

28.64

88.81

87.55

57

CT POTELU ANL BL.R3 1MAI

Gcal/an

0.00

0.00

37.19

101.67

106.82

58

CT POTELU ANL BL.R5 1MAI

Gcal/an

0.00

0.00

26.37

77.02

83.64

59

CT POTELU ANL BL.R7 1MAI

Gcal/an

0.00

0.00

24.89

83.42

83.94

60

CT POTELU ANL BL.R9 1MAI

Gcal/an

0.00

0.00

26.55

105.35

110.80

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 48

Centrala termică

UM

2007

2008

2009

2010

2011

61

CT POTELU ANL BL.R11 1 MAI

Gcal/an

0.00

0.00

24.31

80.35

80.44

62

CT POTELU ANL BL.R13 1MAI

Gcal/an

0.00

0.00

14.04

85.42

97.31

63

CT POTELU ANL BL.R15 1MAI

Gcal/an

0.00

0.00

25.51

100.65

102.19

64

CT POTELU ANL BL.R17 1MAI

Gcal/an

0.00

0.00

0.00

62.42

82.87

65

CT POTELU ANL BL.R19 1MAI

Gcal/an

0.00

0.00

0.00

83.35

113.89

Total

Gcal/an

56715.19

27400.12

28677.21

29006.74

27007.32

  • 2.5.4 Sistemul de distribuție

J

La nivelul sistemului de distribuție se înregistrează pierderi însemnate de căldură, datorate atât soluției constructive a conductelor, cât și stării tehnice actuale. Conform informațiilor operatorului, pierderile masice sunt practic nesemnificative, comparativ cu pierderile calorice înregistrate.

În tabelul de mai jos se prezintă performanțele energetice medii înregistrate la nivelul anului 2011 pentru sistemul de distribuție a căldurii, din punctul de vedere al pierderilor calorice și al energiei electrice utilizate pentru pompaj:

Tabel nr. 2.5.4 - 1 Performanțele energetice ale rețelelor termice de distribuție în anul 2011

Specificație

U.M.

Valoare

Pierderi de căldură

- Pierderi orare de căldură

Iarna

Gcal/h

24,74

Vara

Gcal/h

2,17

- Pierderi anuale de căldură, total din care:

Gcal/an

108.133

Iarna

Gcal/an

97.984,72

Vara

Gcal/an

10.148,28

Consum de energie electrică pentru pompaj

MWh/an

6032

Pierderile anuale de căldură reprezintă cca. 20,8% din cantitatea intrată în rețeaua de distribuție.

Consumul specific de energie electrică pentru pompaj este de cca. 11,6 kWh/Gcal (raportat la cantitatea de energie termică intrată în rețeaua de distribuție).

Tabel nr. 2.5.4 - 2 Balanța energiei termice la nivelul sistemului de distribuție în perioada 2007-2011

Formular cod: FPM-03.01-01-02

Specificație

UM

2007

2008

2009

2010

2011

Energia termică sub formă de apă fierbinte la intrarea în punctele termice

MWh/an

614.540

646.989

648.332

635.527

622.115

Gcal/an

528.408

556.311

557.462

546.456

534.923

Pierderi de energie în punctele termice

- în unități fizice

Gcal/an

14.267

15.020

14.494

14.044

14.978

- procentual, raportat la energia termică la intrarea în PT

%

2,70

2,70

2,60

2,57

2,80

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 49

Specificație

UM

2007

2008

2009

2010

2011

Energia termică sub formă de apă fierbinte la intrarea în rețeaua de distribuție

MWh/an

597.946

629.521

631.472

619.195

604.696

Gcal/an

514.141

541.291

542.968

532.412

519.945

Pierderi de energie în rețeaua de distribuție

- în unități fizice

Gcal/an

107.624

105.533

107.003

104.304

108.133

- procentual, raportat la energia termică la intrarea în rețeaua de distribuție

%

20,93

19.50

19,71

19,59

20,80

Energia termică sub formă de apă fierbinte vândută consumatorilor din RD

MWh/an

472.779

506.787

507.027

497.890

478.937

Gcal/an

406.517

435.758

435.965

428.108

411.812

  • 2.6 Performanțe financiare

9

Performanțele financiare ale unei societăți sunt estimate pe baza situațiilor financiare anuale, reprezentate de bilanțul contabil și contul de profit și pierdere.

Bilanțul este documentul contabil principal care prezintă situația patrimonială a companiei la un moment dat. In activul bilanțului sunt înregistrate toate drepturile de proprietate și de creanță ale întreprinderii în ordinea inversă lichidității, iar în pasiv toate obligațiile, respectiv angajamentele asumate, aranjate în ordinea crescătoare a exigibilității.

Egalitatea bilanțieră este necesară deoarece activul și pasivul sunt două reprezentări ale aceleași mărimi economice. Pasivul reflectă sursele fondurilor companiei, iar activul reflectă utilizările cărora le sunt destinate aceste fonduri, deci nici o sursă nu poate rămâne fără alocare, după cum nici o nevoie de finanțare nu poate exista fără surse de fonduri.

Scopul analizei de bilanț este de a stabili modul de realizare a echilibrului între resurse (pasive) și nevoi (active) pe termen lung și pe termen scurt.

Contul de profit și pierdere, denumit și situația rezultatelor financiare reprezintă efectul deciziilor operaționale ale managementului asupra performanțelor firmei și asupra profitului (respectiv pierderii) pentru acționari, pe o anumită perioadă de timp.

Formular cod: FPM-03.01-01-02


Contul de profit și pierdere conține veniturile recunoscute pe o anumită perioada de timp și cheltuielile efectuate pentru obtinerea acestor venituri, cheltuieli din care fac parte și deprecierea activelor sau pasivelor (cheltuieli cu amortizarea și provizioanele) și impozitele. Nivelul performanței unei companii este reflectat prin nivelul profitului.

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 50

  • 2.6.1   Situațiile financiare ale Uzinei Craiova

J

Situațiile financiare anuale aparținând Uzinei Craiova în perioada anilor 2010, 2011 și 2012 (sold la 30.06.2012), se prezintă sintetic în tabelele de mai jos:

Formular cod: FPM-03.01-01-02


Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 51


Formular cod: FPM-03.01-01-02


Analiza datelor bilanțiere pe perioada 2010-2012 (nivel 30.06) pune în evidență următoarele:

  • •  activele imobilizate sunt în ușoară scădere în 2011 și 2012 față de nivelul înregistrat în 2010.

  • •  activele circulante sunt în creștere în 2011 și 2012 față de nivelul înregistrat în 2010, astfel:

  • -  în 2011 activele circulante cresc cu 58% față nivelul anului 2010; această evoluție este datorată creșterii semnificative în această perioadă (peste 100%) a grupei ”Creanțe”.

  • -  în 2012 (nivel 30.06) activele circulante cresc cu 88,95% față nivelul anului 2010; această evoluție este datorată creșterii semnificative în această perioadă (peste 100%) a grupei ”Creanțe”.

Creșterea creanțelor se poate datora fie acumulării creanțelor comerciale datorită neîncasării acestora, fie acordării unor termene de încasare mai relaxate. O creștere a volumului creanțelor comerciale pe termen mediu și lung datorită unei încetiniri a vitezei de rotație a acestora poate crea în timp probleme de lichiditate financiară.

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 52

  • •  situația totalului activelor este relativ stabilă în perioada 2010-2012, cu o ușoară tendință de scădere în 2011 și în 2012 față de nivelul înregistrat în 2010.

  • •  nivelul capitalurilor și rezervelor este de 718 439 882 lei in 2010 și de 710 441 307 lei în perioada 2011-2012. Această situație se datorează:

  • -   creșterii ușoare a capitalului subscris și vărsat în 2011 față de nivelul înregistrat în 2010. In 2012 capitalul subscris vărsat a înregistrat aceeași valoare ca în anul 2011

  • -  scăderii ușoare a rezervelor din reevaluare în 2011 față de nivelul înregistrat în 2010. In 2012 rezervele din reevaluare au înregistrat aceeași valoare ca în anul 2011

  • -  creșterii sumei rezervelor reprezentând surplusul din rezerve din reevaluare și alte rezerve în fiecare an al perioadei analizate. Surplusul din rezerve din reevaluare reprezintă o sumă transferată din contul de Rezerve din reevaluare și este aferentă scoaterii din evidență a unor active sau a celor amortizate în cursul anului. In bilanț soldul acestor rezerve are următoarele valori:

o 1 834 872 lei la 30.06.2012

o 1 767 442 lei la 31.12.2011 o 1 202 116 lei la 31.12.2010

Evoluția descrescătoare a valorilor în Euro a capitalurilor și rezervelor se datorează exclusiv cursului de schimb valutar înregistrat la fiecare sfârșit de an.

  • •  rezultatul reportat din anul precedent este pierdere pentru perioada analizată și înregistrează o valoare constantă în fiecare an (7450.90 lei). Evoluția descrescătoare a valorilor în Euro se datorează exclusiv cursului de schimb valutar înregistrat la fiecare sfârșit de an.

  • •  rezultatul exercițiului este de 9 127 793,89 lei pierdere în anul 2012 (la 30.06)

  • •  totalul capitalurilor proprii înregistrează o ușoară scădere pe perioada analizată (de 1,11% în 2011 față de 2010 și de 2,38% în 2012 față de nivelul înregistrat în 2010).

  • •  datoriile curente au următoarea evoluție:

  • -  scad cu 59,32% în anul 2011 față de anul 2010, în special datorită reducerii nivelului datoriilor comerciale - furnizori, ceea ce înseamnă că societatea a efectuat plățile restante către furnizori. Sumele reprezentând datoriile fiscale și datoriile privind asigurările sociale au nivel relativ stabil.

    Formular cod: FPM-03.01-01-02


  • -  cresc cu peste 100% în primul semestru al anului 2012 față de valoarea înregistrată în anul 2011. Creșterea se poate explica prin creșterea costului de achiziție unitar pentru intrările provenite de la terți sau prin acumularea de datorii comerciale neachitate în termenul contractual.

  • •  datoriile pe termen lung nu înregistrează valori în perioada analizată.

  • •  situația totalului pasivelor este relativ stabilă în perioada 2010-2012, cu o ușoară tendință de scădere în 2011 și în 2012 față de nivelul înregistrat în 2010.

    Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

    Revizie: 0

    Pag. 53

Expresia valorii societății o reprezintă situatia netă (SN), respectiv capitalurile proprii, calculate ca diferență între activul total și datoriile totale contractate.

Indicatorul situație netă exprimă valoarea activului realizabil la un moment dat. Acest indicator îi interesează nu numai pe acționarii și proprietarii întreprinderii, care vor să cunoască valoarea pe care ei o posedă, dar in egala masură și pe creditorii pentru care activul realizabil constituie gajul creanțelor lor. Astfel, situatia netă evidențiază sumele ce vor reveni asociaților sau acționarilor în caz de lichidare.

Situația netă mai restrictivă, exclude din capitalurile proprii subvențiile pentru investiții și provizioane. Situația netă poate fi pozitivă sau negativă. Valoarea pozitivă reflectă o gestiune economică sănătoasă, normală iar valoarea negativă, o situație de faliment.

Conform celor prezentate în tabelul „Bilanțul contabil al Uzinei Craiova”, situația netă este pozitivă.

Marja de securitate financiară a societății care îi permite acesteia să facă față riscurilor pe termen scurt, este dată de indicatorul fond de rulment (FR).

Din analiza datelor de bilanț se observă faptul că Uzina Craiova dispune de fond de rulment, resursele permanente (capitaluri proprii și datorii financiare) fiind mai mari decât necesitățile permanente de alocare a fondurilor banești (active imobilizate).

Tabel nr. 2.6.1 - 3 Fondul de rulment la dispoziția Uzinei Craiova

2010

2011

2012

lei

Euro

lei

Euro

lei

Euro

62 062 121

14 484 252

99 911 166

23 129 191

118 841 076

26 709 461

Un alt indicator de echilibru financiar este nevoia de fond de rulment (NFR) care se calculează ca diferență între nevoile temporare (stocuri și creanțe) și resursele temporare (datorii pe termen scurt)

Din analiza datelor de bilanț se observă faptul că Uzina Craiova înregistrează valori pozitive al indicatorului NFR:

Tabel nr. 2.6.1 - 4 Nevoia de fond de rulment la dispoziția Uzinei Craiova

2010

2011

2012

lei

Euro

lei

Euro

lei

Euro

61 935 244

14 454 641

99 755 607

23 093 179

118 686 211

26 674 655

Formular cod: FPM-03.01-01-02


Dacă nevoia de fond de rulment este pozitivă, ea semnifică un surplus de nevoi temporare, în raport cu resursele temporare posibile de mobilizat. Situatia in care nevoia de fond de rulment este pozitivă, poate fi considerată normală numai dacă este rezultatul unei politici de investiții privind cresterea nevoii de finanțare a ciclului de exploatare, adică dacă societatea își extinde operațiunile și are nevoie de surse temporare de finanțare pe termen scurt pentru capitalul de lucru. In caz contrar, nevoia de fond de rulment poate evidenția un decalaj nefavorabil între

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 54

lichiditatea stocurilor și creanțelor, pe de-o parte și exigibilitatea datoriilor de exploatare, pe de alta parte, respectiv incetinirea incasarilor si urgentarea plăților.

Rezultatul întregului echilibru financiar al societății este dat de trezoreria netă (TN), a cărei valoare trebuie să fie pozitivă. Trezoreria netă reprezintă diferența dintre fondul de rulment și nevoia de fond de rulment.

Din analiza datelor de bilanț se observă faptul că Uzina Craiova înregistrează valori pozitive ale indicatorului TN:

Tabel nr. 2.6.1 - 5 Trezoreria netă la dispoziția Uzinei Craiova

2010

2011

2012

lei

Euro

lei

Euro

lei

Euro

126 877

29 611

155 559

36 011

154 865

34 806

Analiza datelor contului de profit și pierdere pe perioada 2010-2012 (30.06) pune în evidență următoarele:

veniturile din exploatare:

- au crescut, în 2011 față de 2010, cu 74%

Veniturile din exploatare se formează în special pe baza cifrei de afaceri; ponderea cifrei de afaceri în veniturile din exploatare se prezintă în tabelul de mai jos:

Tabel nr. 2.6.1 - 6 Ponderea cifrei de afaceri în veniturile din exploatare - Uzina Craiova

2010

2011

2012 (nivel 30.06.2012)

Ponderea CA în veniturile din exploatare

97,55%

95,32%

96,72%

Așa cum se observă din tabelul de mai sus, ponderea cifrei de afaceri în veniturile din exploatare scade ușor în 2011 față de nivelul înregistrat în 2010, pentru ca în primul semestru al anului 2012 să înregistreze o ușoară creștere. Aceasta pondere este redată și în graficul de mai jos:

Formular cod: FPM-03.01-01-02


Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 55


Figura 2.6.1 - 1 Evoluția ponderii cifrei de afaceri în veniturile din exploatare - Uzina Craiova

  • •  cheltuielile de exploatare au crescut în 2011 față de 2010, cu 32% ca urmare a majorării cheltuielilor cu materiile prime și materialele consumabile, a cheltuielilor privind mărfurile, a cheltuielilor cu personalul și a altor cheltuieli de exploatare.

  • •  pe perioada analizată, rezultatul din exploatare este pierdere. Această situație este ilustrată și în graficul de mai jos:

    Formular cod: FPM-03.01-01-02



    Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

    Revizie: 0

    Pag. 56

  • •  Rezultatul din activitatea financiară - profit, înregistrat atât în anul 2010 cât și în anul 2011 și în primul semestru din 2012, se datorează faptului că valoarea cheltuielilor financiare este zero pe toată perioada analizată. Se înregistrează numai venituri financiare (venituri din dobânzi și alte venituri financiare), cu valori reduse în scădere de la un an la altul.

  • •  Pierderea din exploatare și minimul profit obținut din activitatea financiară au dus la obținerea unui rezultat net - pierdere pe toată perioada analizată.

Eficiența managementului societății se evidențiază prin rata de operare și se prezintă pentru perioada anilor 2010 și 2011 în tabelul de mai jos:

Tabel nr. 2.6.1 - 7 Rata de operare a Uzinei Craiova

Specificație

2010

2011

lei

Euro

lei

Euro

Cheltuieli totale

334 507 506

79 457 352

441 215 523

104 111 830

Venituri totale

310 979 137

73 868 533

413 635 228

97 603 820

Rata de operare

92,9%

93,7%

Cu cât este mai mare Rata de operare, cu atat mai mare este abilitatatea societății de a genera profit în condițiile unei scăderi a veniturilor.

Așa cum se poate observa din tabelul de mai sus, rata de operare este subunitară pe toată perioada analizată ceea ce înseamnă că veniturile totale nu acoperă costurile totale.

  • 2.6.2  Situațiile financiare ale RATF Craiova

Situațiile financiare anuale aparținând Regiei Autonome de Termoficare (RATF) Craiova în perioada anilor 2010 - 2011, se prezintă sintetic în tabelele de mai jos:

Formular cod: FPM-03.01-01-02


Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 57

Tabel nr. 2.6.2 - 1 Bilanțul contabil al RATF Craiova

Nr.crt

Specificație

2010

2011

lei

euro

lei

euro

1

Active imobilizate

2974001

694082

2221227

514209

2

Active circulante, din care:

146315852

34147650

129068515

29879046

2.1

- stocuri

729437

170238

675079

156279

2.2

- creanțe

143613830

33517044

127301916

29470083

2.3

- disponibilități

1972585

460368

1091520

252684

3

Conturi de regularizare

3103128

724218

1514373

350574

A

Total Activ (1+2+3)

152392981

35565950

132804115

30743828

4

Capital si rezerve, din care:

4120281

961604

4120281

953835

4.1

- capital

451017

105260

451017

104409

4.2

- prime de capital

0

0

0

0

4.3

- rezerve din reevaluare

804177

187681

804177

186165

4.4

- rezerve legale

0

0

0

0

4.5

- alte rezerve

2865087

668663

2865087

663261

5

Rezultatul reportat :

14535612

3392367

14080000

3259486

5.1

- profit

0

0

0

0

5.2

- pierdere

14535612

3392367

14080000

3259486

6

Rezultatul exercitiului:

827275

193072

0

0

6.1

- profit

827275

193072

0

0

6.2

- pierdere

0

0

7989280

1849499

7

Repartizarea profitului

0

0

0

0

Total Capitaluri

B

(4+5.1-5.2+6.1-6.2-7)

-9588056

-2237690

-17948999

-4155149

9

Patrimoniu public

0

0

0

0

10

Datorii curente

Provizioane pentru riscuri și

161981037

37803640

150753114

34898978

11

cheltuieli

0

0

0

0

12

Datorii pe termen lung Venituri in avans

0

0

0

0

13

(subventii pentru investitii)

0

0

0

0

C

Total Pasiv (B+9+10+11+12+13)

152392981

35565950

132804115

30743828

D

Situatia neta (A-10-12-13)

-9588056

-2237690

-17948999

-4155149

Sursa : Bilanțul pus la dispoziție de RATF Craiova.

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 58

Tabel nr. 2.6.2 - 2 Contul de profit și pierderi al RATF Craiova

Nr.crt

Specificație

2010

2011

lei

euro

lei

euro

1

Venituri din exploatare, din care:

108640145

25805873

104386689

24631702

- cifra de afaceri

99715205

23685884

98129557

23155232

2

ponderea CA in VE expl Cheltuieli de exploatare

91.78%

107910398

25632532

94.01%

112436428

26531166

3

Rezultatul din exploatare:

- profit

729747

0

0

0

- pierdere

0

173341

-8049739

-1899464

4

Venituri financiare

119528

28392

65959

15564

5

Cheltuieli financiare

0

0

0

0

6

Rezultatul financiar:

- profit

119528

28392

65959

15564

- pierdere

0

0

0

0

7

Rezultatul curent

- profit

849275

201733

0

0

- pierdere

0

0

-7983780

-1883900

8

Venituri extraordinare

0

0

0

0

9

Cheltuieli extraordinare

0

0

0

0

10

Rezultatul extraordinar

- profit

0

0

0

0

- pierdere

0

0

0

0

11

Venituri totale

108759673

25834265

104452648

24647266

12

Cheltuieli totale

107910398

25632532

112436428

26531166

13

Rezultatul brut

- profit

849275

201733

0

0

- pierdere

0

0

-7983780

-1883900

14

Impozit pe profit

22000

5226

5500

1298

15

Rezultatul net al exercitiului

- profit

827275

196507

0

0

- pierdere

0

0

-7989280

-1883900

Sursa : Contul de profit și pierdere pus la dispoziție de RATF Craiova.

Analiza datelor bilanțiere pe perioada 2010-2011 pune în evidență următoarele:

  • •  activele imobilizate sunt în scădere în 2011 față de nivelul înregistrat în 2010, cu 25,31%. Acest lucru de datorează scăderii cu 24,6% a imobilizărilor corporale (în special instalații tehnice și mașini).

  • •  activele circulante sunt în scădere în 2011 față de nivelul înregistrat în 2010 cu 11,8%, astfel:

- grupa ”Stocuri” (materii prime și materiale consumabile) scade cu 7,45%. Acest lucru se poate datora modificării următorilor factori:

Formular cod: FPM-03.01-01-02


o cantitatea de materiale aflate în stoc

o structura materialelor aflate în stoc

o prețul materialelor

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 59

  • -  grupa „Creanțe” scade cu 11,36%; creanțele comerciale înregistrează o ușoara creștere (6,4%) în timp ce „alte creanțe” înregistrează o scădere importantă (55%). Scăderea creanțelor se poate datora:

o diminuării volumul fizic al vânzărilor

o diminuării prețului de vânzare unitar al produselor și/sau serviciilor o acordării unor termenele de încasare mai restrictive.

  • -  Grupa „Casa și conturi la bănci” înregistrează o scădere de 44,67%.

Situația indică o posibilă degradare a stării de lichiditate care, dacă se extinde pe o perioadă mai mare de timp, poate genera incapacitate de onorare a plăților imediate, întârzieri în onorarea obligațiilor care generează penalități suplimentare, nevoia de a apela la credite de trezorerie purtătoare de dobânzi. Potențialii factori care duc la o reducere a disponibilităților bănești sunt:

o reducerea vitezei de rotație a unor elemente de active circulante (stocuri și creanțe);

o creșterea termenelor de încasare a creanțelor în raport cu termenele de achitare a datoriilor față de furnizori;

o existenței unui volum mai redus al creanțelor de încasat în raport cu datoriile de achitat.

totalul activelor este astfel în sc ă dere în perioada 2010-2011, cu 12,85%.

  • •  nivelul capitalurilor și rezervelor este de 4 120 281 lei în perioada 2010-2011. Evoluția descrescătoare a valorilor în Euro se datorează exclusiv cursului de schimb valutar înregistrat la fiecare sfârșit de an.

  • •  rezultatul reportat din anul precedent este pierdere pentru perioada analizată; valoarea pierderii este în ușoară scădere în 2011 față de 2010 (cu 3%).

  • •  rezultatul exercițiului este:

  • -  profit în anul 2010, în valoare de 827 275 lei și

  • -  pierdere în anul 2011, în valoare de 7 989 280 lei

  • •  totalul capitalurilor proprii înregistrează valori negative în perioada analizată.

Acest lucru se datorează:

  • -  în 2010, nivelului mare al pierderii raportate din anul anterior ce nu poate fi acoperită de nivelul mic al profitului obținut în 2010,

  • -  în 2011, pierderii raportate din anul anterior precum și pierederii obținute ca rezultat al exercițiului

    Formular cod: FPM-03.01-01-02


  • •  datoriile curente scad cu 7% în anul 2011 față de anul 2010, în special datorită reducerii importante (peste 70%) a sumelor reprezentând datoriile fiscale și datoriile privind asigurările sociale. Datoriile comerciale - furnizori sunt și ele în ușoară scădere ceea ce înseamnă că societatea a mai efectuat din plățile restante către furnizori.

  • •  datoriile pe termen lung nu înregistrează valori în perioada analizată.

  • •  totalului pasivelor este astfel în scădere cu 12,85% în perioada 2010-2011

    Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

    Revizie: 0

    Pag. 60

Expresia valorii societății o reprezintă situația netă (SN), respectiv capitalurile proprii, calculate ca diferență între activul total și datoriile totale contractate.

Indicatorul situație netă exprimă valoarea activului realizabil la un moment dat. Acest indicator ii intereseaza nu numai pe acționarii și proprietarii întreprinderii, care vor să cunoască valoarea pe care ei o posedă, dar in egala masură și pe creditorii pentru care activul realizabil constituie gajul creanțelor lor. Astfel, situatia netă evidențiază sumele ce vor reveni asociaților sau acționarilor în caz de lichidare.

Situatia neta mai restrictiva, exclude din capitalurile proprii subventiile pentru investitii si provizioane. Situația netă poate fi pozitivă sau negativă. Valoarea pozitivă reflectă o gestiune economică sănătoasă, normală iar valoarea negativă, o situație de faliment.

Conform celor prezentate în tabelul „Bilanțul contabil al RATF Craiova”, situația netă este negativă și în scădere în 2011 față de 2010.

Marja de securitate financiară a societății care îi permite acesteia să facă față riscurilor pe termen scurt, este dată de indicatorul fond de rulment (FR).

Din analiza datelor de bilanț se observă faptul că RAT Craiova dispune de fond de rulment negativ, resursele permanente (capitaluri proprii și datorii financiare) fiind mai mici decât necesitățile permanente de alocare a fondurilor banești (active imobilizate).

Tabel nr. 2.6.2 - 3 Fondul de rulment la dispoziția RATF Craiova

2010

2011

lei

Euro

lei

Euro

-12 562 057

-2 931 772

-20 170 226

-4 669 358

Fond de rulment negativ reflectă absorbția unei părți din resursele temporare (datorii pe termen scurt) pentru finanțarea unor nevoi permanente, contrar principiului contabil conform căruia nevoilor permanente li se alocă resurse permanente; în acest caz situația este periculoasă prin dezechilibrul financiar pe care îl poate naște.

Un alt indicator de echilibru financiar este nevoia de fond de rulment (NFR) care se calculează ca diferență între nevoile temporare (stocuri și creanțe) și resursele temporare (datorii pe termen scurt)

Din analiza datelor de bilanț se observă faptul că RATF Craiova înregistrează valori negative al indicatorului NFR:

Formular cod: FPM-03.01-01-02


Tabel nr. 2.6.2 - 4 Nevoia de fond de rulment la dispoziția RATF Craiova

2010

2011

lei

Euro

lei

Euro

-17 637 770

-4 116 358

-22 776 119

-5 272 616


Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 61

Daca nevoia de fond de rulment este negativă, ea semnifică un surplus de resurse temporare, în raport cu nevoile corespunzătoare de capitaluri circulante, sau necesități temporare mai mici decât sursele temporare posibile de mobilizat.

Rezultatul întregului echilibru financiar al societății este dat de trezoreria netă (TN), a cărei valoare trebuie să fie pozitivă. Trezoreria netă reprezintă diferența dintre fondul de rulment și nevoia de fond de rulment.

Din analiza datelor de bilanț se observă faptul că RATF Craiova înregistrează valori pozitive ale indicatorului TN:

Tabel nr. 2.6.2 - 5 Trezoreria netă la dispoziția RATF Craiova

2010

2011

lei

Euro

lei

Euro

5 075 713

1 184 586

2 605 893

603 258

Nu intodeauna trezoreria pozitivă indică o situație sănătoasă a societății pentru că scopul acesteia nu este deținerea unei trezorerii ci antrenarea resurselor în activități eficiente.

Analiza datelor contului de profit și pierdere pe perioada 2010-2011 pune în evidență următoarele:

veniturile din exploatare au scăzut ușor în 2011 față de nivelul înregistrat în anul 2010. Veniturile din exploatare se formează în special pe baza cifrei de afaceri; ponderea cifrei de afaceri în veniturile din exploatare se prezintă în tabelul de mai jos:

Tabel nr. 2.6.2 - 6 Ponderea cifrei de afaceri în veniturile din exploatare - RATF Craiova

2010

2011

Ponderea CA în veniturile din exploatare

91,78%

94,01%

Așa cum se observă din tabelul de mai sus, ponderea cifrei de afaceri în veniturile din exploatare crește ușor în 2011 față de nivelul înregistrat în 2010. Aceasta pondere este redată și în graficul de mai jos:

Formular cod: FPM-03.01-01-02


Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 62

RATF Crai ova

Evoluția ponderii cifrei de afaceri în veniturile din exploatare


Formular cod: FPM-03.01-01-02


Figura 2.6.2 - 1 Evoluția ponderii cifrei de afaceri în veniturile din exploatare - RATF Craiova

  • •  cheltuielile de exploatare au crescut în 2011 față de 2010 cu 4,2% ca urmare a majorării cheltuielilor cu materiile prime și materialele consumabile, a cheltuielilor privind mărfurile, a cheltuielilor cu personalul și a altor cheltuieli de exploatare.

  • •  pe perioada analizată, rezultatul din exploatare este:

  • -  profit în anul 2010

  • -  pierdere în anul 2011

Această situație este ilustrată și în graficul de mai jos:

Formular cod: FPM-03.01-01-02



Figura 2.6.2 - 2 Rezultatul din exploatare în perioada 2010-2011 - RATF Craiova


Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 63

  • •  Rezultatul din activitatea financiară - profit, înregistrat atât în anul 2010 cât și în anul 2011 se datorează faptului că valoarea cheltuielilor financiare este zero pe toată perioada analizată. Se înregistrează numai venituri financiare (venituri din dobânzi și alte venituri financiare), cu valori reduse și în scădere de la un an la altul.

  • •  Rezultatul din exploatare și minimul profit obținut din activitatea financiară au dus la obținerea unui rezultat net - profit în anul 2010 și pierdere în anul 2011.

Eficiența managementului societății se evidențiază prin rata de operare și se prezintă pentru perioada anilor 2010 și 2011 în tabelul de mai jos:

Tabel nr. 2.6.2 - 7 Rata de operare a RATF Craiova

2010

2011

lei

Euro

lei

Euro

Cheltuieli totale

107910398

25632532

112436428

26531166

Venituri totale

108759673

25834265

104452648

24647266

Rata de operare

1,008

0,930

Cu cât este mai mare Rata de operare, cu atat mai mare este abilitatatea societății de a genera profit în condițiile unei scăderi a veniturilor.

Așa cum se poate observa din tabelul de mai sus, rata de operare este supraunitară în anul 2010 și subunitară în anul 2011 ceea ce înseamnă că în acest an veniturile totale nu acoperă costurile totale.

  • 2.7 Evaluarea situației din punct de vedere al respectării cerințelor de mediu

În concordanță cu prevederile Directivei Uniunii Europene nr. 2001/80/EC cu privire la limitarea unor emisii de poluanți provenite de la instalatiile mari de ardere, transpusă în legislatia românească prin HG 541/2003 și HG 322/2005, blocurile 1 și 2 din cadrul S.E. Craiova au beneficiat de o perioadă de tranziție pentru respectarea concentrației emisiei de de NOx termen limită pentru conformare data de 31.12.2009 iar pentru emisiile de SO2, data de 31 decembrie 2010.

În anul 2010 S.E. Craiova a definitivat două proiecte importante de mediu:

  • •  Mărirea stabilității depozitului de zgură și cenușă de la Valea Mănăstirii, folosind tehnologia de preparare a fluidului autoîntăritor de zgură și cenușă de electrofiltru

    Formular cod: FPM-03.01-01-02


  • •  Reducerea emisiilor de NOx la cazanele de abur de la Blocurile 1 și 2, prin montarea de arzătoare cu formare redusă de NOx.

În vederea respectării limitelor de emisii de SO2 impuse de Directiva 2010/75/CE, în cadrul S.E. Craiova este în curs de derulare proiectul de investiție privind montarea unei instalații comune de desulfurare de tip umed pentru blocurile 1 și 2, prin implementarea căruia se va realiza reducerea emisiilor de SO2 la valori sub 200 mg/Nm3.

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 64

În vederea definitivării lucrărilor pentru implementarea instalației de desulfurare, blocurile energetice au derogare pentru funcționare până la 31.12.2015.

De asemenea, cazanele de abur industriale CR3 și CR4, precum și cazanele de apă fierbinte CAF3 și CAF4, cu funcționare pe cărbune și suport păcură au stabilită perioadă de derogare conform HG 440/2010 până la 31.12.2015.

Cazanele de apă fierbinte CAF 1 și CAF 2 cu funcționare pe păcură sunt retrase din exploatare în vederea realizării lucrărilor de trecere la funcționarea pe gaze naturale.

  • 2.8 Prezentarea măsurilor de eficientizare a sistemului de termoficare

  • 2.8.1  Măsuri de eficientizare realizate până în prezent

Uzina Craiova

Până în prezent în cadrul Uzinei Craiova au fost derulate următoarele lucrări de investiții, în vederea creșterii eficienței energetice și economice la sursa de producere:

Tabel nr. 2.8.1 - 1 Principalele investiții de eficientizare realizate de Uzina Craiova la sursa de producere

Formular cod: FPM-03.01-01-02

Anul

Denumire lucrare

Valoare (lei)

2003

Reparație capitală a turbinei cu abur de la blocul energetic nr. 1

7.030.000,00

2004

Reparație capitală a turbinei cu abur de la blocul energetic nr. 2

2.700.000,00

Reparație capitală la preîncălzitorul de aer rotativ aferent blocului energetic nr. 2

3.142.000,00

2007

Modernizare EPA 1 aferentă blocului energetic nr.1

3.459.043,49

Modernizare sistem reglare REH de la turbina cu abur nr. 2

2.438.160,69

Creșterea eficienței și siguranței în exploatare a turbinei cu abur nr. 2 prin montare PIP 6 bis

788.876,98

Modernizare rețea canalizare în incinta Uzinei Craiova

6.235.270,19

2008

Creșterea eficienței și siguranței în exploatare a stației electrice 2BA si 2BB

1.253.620,25

Modernizare pompe EPA 2

3.680.889,25

Contorizare ape evacuate în canalizare ape menajere Craiova

463.332,31

2009

Modernizare instalație de transport cărbune prin montarea acționări electrice noi la benzile de cărbune B2A și B2B

257.851,33

Creșterea eficienței și siguranței în exploatare a stațiilor electrice OBK și OBR             ’             ’                       ’

1.644.388,90

2010

Modernizare linii de acționare MVC bloc nr. 2

1.428.139,64

Modernizare linii de acționare MVC bloc nr. 1

1.415.123,40

2011

Modernizare linii de acționare MVC bloc nr. 1

1.637.821,76

TOTAL INVESTIȚII

37.574.518,19

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 65

Sistemul de transport

Lucrările executate până în prezent la rețeaua de transport au constat în:

  • - reparații locale și înlocuiri de componente în zonele unde au apărut uzuri mari; au fost înlocuite racorduri de lungime redusă, coturi, armături.

  • - extinderea rețelei de termoficare în soluția de conducte preizolate pe o lungime de 1,44 km, în cartierul Craiovița Nouă, prin preluarea a 11 CT și transformarea lor în puncte termice

  • - contorizarea energiei termice pe circuitul primar al punctelor termice.

Tabel nr. 2.8.1 - 2 Principalele investiții de eficientizare realizate de Uzina Craiova la sistemul de transport al energiei termice

Anul

Denumire lucrare

Valoare (lei)

2007

Contorizarea energiei termice la punctele termice din Municipiul Craiova

1.258.145,53

2008

Extindere rețea magistrală de termoficare Craiovița Nouă

3.564.879,59

TOTAL INVESTIȚII

J

4.823.025,12

Punctele termice

Prin activitatea de exploatare - supraveghere permanentă, controale periodice, unele verificări și probe, prin aplicarea normativelor, a regulamentelor de exploatare tehnică, a instrucțiunilor furnizorilor de echipamente și a instrucțiunilor tehnice interne pentru fiecare agregat și loc de muncă, se stabilesc lucrările care trebuie să reducă și să mențină instalațiile în starea tehnică prescrisă. Lucrările stabilite pe această bază se execută fie în cadrul activității de exploatare (întreținere curentă), fie în activitatea de reparații (programate sau accidentale).

Reviziile tehnice și reparațiile se planifică anual și lunar pentru toate mijloacele fixe din dotare.

Regia Autonomă Termoficare Craiova urmărește funcționarea mijloacelor fixe din dotare prin fișele tehnice întocmite pentru fiecare mijloc fix, completate lunar cu numărul orelor de funcționare, în baza lor și a ciclului de reparații stabilindu-se graficele pentru revizii și reparații lunare și anuale.

În cadrul lucrărilor de reabilitare și modernizare a punctelor termice (23 PT reabilitate/modernizate) s-au realizat următoarele:

Formular cod: FPM-03.01-01-02


  • -  lucrări de reparații, finisaje și amenajări constructive ale părților de construcții aferente a 22% din construcțiile punctelor termice actuale (dezafectări și demolări ale postamentelor utilajelor existente, refacere pardoseli, recompartimentare corespunzătoare a clădirilor existente, reparații tencuieli exterioare și interioare, zugrăveli și vopsitorii, refacere tâmplărie metalică, etc.);

  • -  lucrări de refacere a instalațiilor electrice, de încălzire, sanitare și canalizare;

    Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

    Revizie: 0

    Pag. 66

  • -  înlocuirea tuturor utilajelor, echipamentelor și instalațiilor existente în punctele termice (cu excepția schimbătoarelor de căldură cu plăci inoxidabile modernizate într-o etapă anterioară;

  • -  executarea instalațiilor termomecanice pentru asigurarea schemei funcționale a punctelor termice de preparare a apei calde în două trepte serie, în paralel cu instalația de încălzire;

  • -  înlocuirea electropompelor de circulație a agentului termic secundar utilizat pentru încălzire, cu electropompe performante acționate cu turație variabilă, cu caracteristici tehnice și funcționale corespunzătoare sarcinii termice actualizate;

  • -  înlocuirea electropompelor de adaos existente, cu electropompe performante, dotate cu tablou de automatizare pentru asigurarea umplerii și completării automate a instalației de încălzire;

  • -  înlocuirea electropompelor de circulație, respectiv de ridicarea presiunii în circuitul de distribuție al apei calde de consum cu electropompe acționate cu turație variabilă;

  • -  dotarea cu dispozitive și echipamente de siguranță a utilajelor, echipamentelor și instalațiilor din punctele termice, împreună cu aparatura necesară de măsură și control;

  • -  contorizarea energiei termice distribuite la nivelul punctelor termice, sub formă de agent secundar pentru încălzire și apă caldă de consum;

  • -  înlocuirea sistemului de expansiune existent cu un modul funcțional care să asigure menținerea presiunii din instalațiile de încălzire, preluarea volumului de apă rezultat din dilatare ca urmare a creșterii temperaturii;

  • -  înlocuirea instalațiilor de dedurizare a apei;

  • -  înlocuirea armăturilor de sectorizare și închidere instalate pe distribuitoarele și colectoarele din punctele termice cu robinete cu obturator sferic, cu corp din oțel și organ de închidere din oțel inoxidabil;

  • -  s-a asigurat sistemul de comunicație între contoarele de energie termică montate la blocurile de locuințe și punctele termice la care sunt acestea arondate, în vederea centralizării datelor, pentru implementarea unui sistem unitar și coerent de citire și prelucrare a informațiilor pentru facturarea consumurilor și monitorizarea funcționării punctelor de consum;

    Formular cod: FPM-03.01-01-02


  • -  dotarea cu instalații de automatizare și dispecerizare, care să asigure monitorizarea și supravegherea instalațiilor, precum și transmiterea la distanță a parametrilor de funcționare, împreună cu datele furnizate de echipamentele de contorizare de la blocurile de locuințe la dispeceratul central al regiei;

  • -  integrarea sistemului de exploatare centralizată, supraveghere și control al punctelor termice modernizate în sistemul dispecer existent.

    Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

    Revizie: 0

    Pag. 67

Sistemul de distribuție

J

Lucr ă ri de reabilitare

În perioada 1993-2011 au fost executate lucrări de reabilitare a conductelor termice, pe traseele care prezentau pierderi masive de agent prin neetanșeități și pierderi de energie termică prin conducție și convecție, ca urmare a tasării, umezirii sau discontinuității izolației. Lucrările de reabilitare au constat în înlocuirea conductelor care prezentau uzură foarte mare și nu mai prezentau siguranță în exploatare.

Până la sfârșitul anului 2011 au fost reabilitați cca. 120 km de conductă, păstrându-se soluția clasică de conductă cu izolație de vată minerală și carton bitumat.

Lucr ă ri de modernizare

În cursul anului 2007 au fost executate lucrări de modernizare a sistemului de distribuție a energiei termice aferente: PT9 Craiovița Nouă, CT6 Calea București și PT 8 Calea București.

În cadrul acestor lucrări rețeaua termică aferentă PT9 Craiovița Nouă, CT6 Calea București și PT 8 Calea București (cca. 3,5 km, reprezentând cca. 0,7% din total) a fost înlocuită integral cu conducte preizolate, cu grosimea izolației de 3 cm, pozate în pâmânt, dotate cu sistem de detectare, semnalizare și localizare a pierderilor.

Pentru rețelele aferente punctelor termice modernizate, sistemul de monitorizare, detecție și supraveghere a stării tehnice a conductelor este integrat în sistemul dispecer organizat în incinta PT10 Craiovița Nouă.

Prin modernizarea sistemului de distribuție la obiectivele termice menționate, numărul de incidente și avarii a scăzut la zero de la punere în funcțiune și până în prezent, iar pierderile masice și calorice de la plecarea din surse până la utilizatorii finali au fost limitate strict la scăpările de fluid prin neetanșeități apărute în instalațiile utilizatorilor.

Formular cod: FPM-03.01-01-02


Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 68

Tabel nr. 2.8.1 - 3 Principalele investiții de eficientizare realizate de RATF Craiova la sistemul de distribuție (lei)

Denumire lucrare

Valoare totala proiect (lei)

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

TOTAL realizat 2004-2011 (lei)

Achiziție de sisteme de m ăsurare a energiei termice

11,680,304.97

2,999,682.67

3,949,872.30

4,730,750.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

11,680,304.97

Modernizare 9 centrale termice în municipiul Craiova

2,853,540.00

0.00

2,853,540.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

2,853,540.00

Modernizare SCP pentru încălzire ș i preparare acc la puncte termice urbane, etapa I-a

4,651,100.00

0.00

4,651,100.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

4,651,100.00

Modernizare 6 centrale termice din municipiul Craiova

5,115,970.00

0.00

0.00

5,115,970.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

5,115,970.00

Modernizare SCP pentru încălzire ș i preparare acc la puncte termice urbane, etapa a II-a

4,704,950.00

0.00

0.00

4,704,950.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

4,704,950.00

Modernizare sistem centralizat de distribuție a energiei termice

212,248,000.00

0.00

0.00

0.00

6,305,300.00

0.00

0.00

0.00

0.00

6,305,300.00

Transformare 11 centrale termice în puncte termice urbane din cartierul Craiovița Nou ă

13,162,670.00

0.00

0.00

0.00

13,162,670.00

0.00

0.00

0.00

0.00

13,162,670.00

Modernizare puncte termice urbane din municipiul Craiova, etapa a III-a

105,839,600.00

0.00

0.00

0.00

482,160.00

6,492,675.32

2,999,124.79

1,237,938.07

768,913.73

11,980,811.91

Total

360,256,134.97

2,999,682.67

11,454,512.30

14,551,670.00

19,950,130.00

6,492,675.32

2,999,124.79

1,237,938.07

768,913.73

60,454,646.88

  • 2.8.2  Măsuri de eficientizare în curs de realizare

Punctele termice

În prezent se află în curs de derulare procedura de achiziție publică pentru reabilitarea/modernizarea a trei puncte termice în vederea îmbunătățirii performanțelor energetice: PT Mihai Viteazu, PT9 Calea București, PT Sărari.

Rețelele de distribuție

f                                                                f

În prezent se derulează procedura de achiziție pentru realizarea lucrărilor de modernizare pentru rețeaua aferentă PT 8 Calea București (cca. 2,3 km, reprezentând cca. 0,6% din total rețea).

  • 2.9 Prezentarea măsurilor de conformare la prevederile reglementărilor privind protecția mediului

    Formular cod: FPM-03.01-01-02


În vederea conformării la cerințele UE privind protecția mediului, electrofiltrele de cenușă de la blocurile 1 și 2 din cadrul Uzinei Craiova au fost retehnologizate cu echipamente de 111 kV inclusiv transformatorul/ redresorul amplasate pe EF. Sistemul de automatizare este compus dintr-un singur Epic-ABB PLC. Electrozii în câmp electrostatic, izolația și alte dispozitive au fost

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 69

de asemenea retehnologizate. Ca urmare a acestor lucrări, nivelul de cenușă se menține la valori sub 50 mg/Nm3.

De asemenea, au fost realizate lucrări de supraînălțare și mărirea stabilității depozitului de zgură și cenușă, precum și implementarea de arzătoare cu formare redusă de NOx la cazanele energetice nr. 1 și 2.

Tabel nr. 2.9 - 1 Măsuri de conformare la reglementările privind protecția mediului realizate de Uzina Craiova în perioada 2003-2011

Anul

Denumire lucrare

Valoare (lei)

2003

Retehnologizare electrofiltru de cenușă aferent blocului energetic nr. 1

11.160.000,00

2004

Retehnologizare electrofiltru de cenușă aferent blocului energetic nr. 2

12.180.000,00

2008

Depozit zgură și cenușă tranșa IV compartimentul nr. 1 cota 174-177

8.299.365,12

2010

Mărirea stabilității depozitului de zgură și cenușă Valea Mănăstirii folosind tehnologia de preparare a fluidului autointaritor de zgură și cenușă de electrofiltru

129.453.671,39

2011

Reducerea emisiilor de NOX la cazanele tip Benson bloc nr.1 și 2

17.322.830,67

TOTAL INVESTIȚII

J

178.415.867,1

La ora actuală în cadrul Uzinei Craiova sunt în curs de derulare următoarele proiecte pentru conformarea la prevederile legislative privind protecția mediului:

  • •  Proiectul privind montarea unei instalații comune de desulfurare de tip umed pentru blocurile 1 și 2, prin implementarea căruia se va realiza reducerea emisiilor de SO2 la valori sub 200 mg/Nm3.

Instalația de desulfurare, va deservi grupurile energetice nr. 1 și nr. 2, mai exact cele două cazane de 525 t/h abur, cu o putere termică nominală totală de 946 MWt, reprezentând IMA 1.

Tehnologia stabilită pentru Uzina Craiova este desulfurare umedă prin oxidare forțată a calcarului umed. Principiul de bază pentru îndepărtarea SO2 din gazele de ardere constă în aducerea în contact a gazelor de ardere cu soluție absorbantă (șlam) de calcar, cu care SO2 reacționează, rezultând sulfit și sulfat de calciu după un proces de oxidare forțată cu aer.

  • •  Proiectul de trecere la funcționarea pe gaze naturale a cazanelor de apă fierbinte CAF 1 și CAF 2 cu funcționare pe păcură, conform proiectului inițial.

    Formular cod: FPM-03.01-01-02


    Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

    Revizie: 0

    Pag. 70

  • 2.10 Estimarea stadiului de realizare a programului de reabilitare termică a blocurilor de locuințe

9

Îmbunătățirea eficienței energetice a clădirilor constituie o preocupare majoră la nivel european și național. Consumul energetic al clădirilor are o pondere însemnată în consumul energetic total al Uniunii Europene și al României, iar potențialul de reducere a consumurilor energetice prin reabilitarea termică a clădirilor este important (de circa 25-40 %).

Reabilitarea termică a clădirilor și instalațiilor aferente este parte integrantă a politicii energetice a României și se realizează prin soluții tehnice și măsuri care conduc la scăderea consumurilor energetice și de combustibil, scăderea costurilor de întreținere pentru încălzire și prepararea apei calde de consum, îmbunătățirea condițiilor de igienă și confort termic, reducerea emisiilor poluante generate de producerea, transportul și consumul de energie. Creșterea performanței energetice a clădirilor este parte a acquis-ului comunitar, cerință a Directivei 91/2002/CE privind performanța energetică a clădirilor, preluată în legislația română prin Legea nr. 372/2005 și a Directivei 2006/32/EC privind realizarea unei rate anuale de economie de energie de 1 % în următorii 9 ani. În România, MDRL este autoritate pentru control și supraveghere la nivel național pentru eficiența energetică în clădiri.

OUG nr. 18/2009 privind creșterea performanței energetice a blocurilor de locuințe stabilește lucrările de intervenție pentru reabilitarea termică a blocurilor de locuințe construite după proiecte elaborate în perioada 1950—1990, etapele necesare realizării lucrărilor, modul de finanțare a acestora, precum și obligațiile și răspunderile autorităților administrației publice și ale asociațiilor de proprietari.

Lucrările de intervenție se realizează în baza următoarelor programe privind creșterea performanței energetice la blocurile de locuințe:

  • •  programul local multianual, fundamentat și elaborat de autoritățile administrației publice locale, pe baza contractelor de mandat încheiate cu asociațiile de proprietari;

  • •  programul național multianual, elaborat de Ministerul Dezvoltării Regionale și Locuinței, în baza programelor locale.

Finanțarea executării lucrărilor de intervenție se asigură astfel:

  • •  50 % din alocații de la bugetul de stat, în limita fondurilor aprobate anual cu această destinație în bugetul Ministerului Dezvoltării Regionale și Locuinței;

  • •  30 % din fonduri aprobate anual cu această destinație în bugetele locale și/sau din alte surse legal constituite;

    Formular cod: FPM-03.01-01-02


  • •  20 % din fondul de reparații al asociației de proprietari și/sau din alte surse legal constituite.

Consumul de căldură aferent încălzirii și preparării apei calde de consum caracteristic clădirilor de locuit din România este mult superior valorilor caracterizând clădiri din Uniunea Europeană situate în zone cu caracteristici climatice similare. Consumurilor energetice ridicate le

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 71

corespund degajări importante de noxe, în special gaze cu efect de seră. Consumul ridicat de energie termică se datorează în principal:

  • •  pierderilor mari de energie termică datorate performanțe termice slabe a învelișului clădirii;

  • •  supra-consum din cauza lipsei de stimulente pentru economisirea de energie (contorizarea individuală);

  • •  supraîncălzire din cauza lipsei robinetelor termostatate la corpurile de încălzire;

  • •  consum excesiv de apă caldă de consum, datorită lipsei recirculării.

La nivelul clădirilor se impun două activități obligatorii:

  • •  optimizarea consumului de utilități la nivelul consumatorului, prin:

  • -  reabilitarea anvelopei clădirilor (izolarea termică a elementelor de construcție opace și generalizarea dotării cu geamuri termoizolante);

  • -  controlul și reglarea consumului de căldură la nivelul instalațiilor din clădiri;

  • •  contorizarea consumului de căldură la nivelul consumatorilor.

Reabilitarea anvelopei unei clădiri constă în:

  • -  izolarea termică a pereților exteriori ai blocului;

  • -  înlocuirea ferestrelor întregului bloc și a ușilor exterioare existente cu unele superioare calitativ, care vor izola mai bine fiecare încăpere;

  • -  termo-hidroizolarea acoperișurilor sau a terasei/termoizolarea planșeului de peste ultimul nivel, în cazul șarpantei;

  • -  izolarea termică a planșeului peste subsol, în cazul în care prin proiectarea blocului sunt prevazute apartamente la parter;

  • -  lucrări de refacere a finisajelor anvelopei.

Din informațiile colectate de la RATF Craiova, lucrările de creștere a eficienței energetice la consumatorii finali în municipiul Craiova se află într-un stadiu incipient. Până în prezent au fost reabilitate termic un număr de 7 blocuri de locuințe.

În lipsa unor date concrete privind derularea programului, în cadrul prezentei documentații se va lua în considerare ipoteza desfășurării lucrărilor de investiții pe o perioadă de 7 ani, începând cu anul 2014, perioadă în care se consideră reabilitarea tuturor celor 4021 scări de bloc racordate la SACET.

Formular cod: FPM-03.01-01-02


  • 2.11 Situația economică a municipiului Craiova și situația socială a locuitorilor Activitatea economică

Municipiul Craiova este amplasat în Macroregiunea 4, Regiunea de dezvoltare Sud-Vest Oltenia, județul Dolj.

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 72

Craiova este al cincilea oraș ca mărime după numărul locuitorilor, conform „INS. Romania în cifre, 2011”, având o populație de 298740 locuitori (la 1 iulie 2010).

Municipiul Craiova include un număr de 8 localități adiacente, cu o populație cuprinsă între 700 - 3400 locuitori.

Activitățile industriale principale în municipiul Craiova sunt:

  • •  construcții metalice și produsele din metal

  • •  mijloacele de transport rutier

  • •  mașini și echipamente

  • •  fabricarea materialelor de construcții și a altor produse nemetalice

  • •   industria chimiei și a fibrelor sintetice

  • •  confecționarea îmbracamintei din textile, blănuri și piele

  • •   industria textilă și a produselor textile

  • •   industria alimentară, a băuturilor și tutunului.

Analiza delimitării activității economice, la nivelul municipiului Craiova, arată că unitățile active au avut o evoluție descendentă de la 10830 unități active la începutul anului 2010 la 9899 unități active la începutul anului 2011, conform Raportului Primarului pentru anul 2011.

Numărul unităților active a înregistrat o tendință descrecătoare în majoritatea ramurilor, singura ramură în care s-a consemnat creștere fiind sănătate și asistență socială cu 2,6%.

Din perspectiva formei de proprietate a unităților active, 99,6% sunt majoritar private (99,6% la inceputul anului 2010), iar 0,4% sunt majoritar de stat (0,4% la începutul anului 2010).

După clasa de mărime, apreciată după numărul de salariați, la începutul anului 2011, marea majoritate a unităților se înscriu în categoria micro și mici (sub 50 salariați) cu o pondere de 97,8% (97,8% la începutul anului 2010), întreprinderile medii (50 - 249 salariați) și mari (250 salariați și peste) avand o pondere redusă, respectiv 2,2% (2,2 la începutul anului 2010) din totalul unităților active. IMM-urile au reprezentat 99,6% în total unități active la fel la începutul anului 2010.

Cea mai mare pondere în totalul cifrei de afaceri, o dețin ramurile aparținătoare comerțului cu ridicata și cu amănuntul cu 43,8%, industriei cu 38,8% și construcțiilor cu 6,3%.

O pondere  importantă în totalul cifrei de  afaceri  din industrie o are  industria

prelucrătoare  cu 48,1% (48,1% la începutul  anului  2010), iar  în cadrul  acesteia

fabricarea autovehiculelor de transport rutier  (20,6%), industria  alimentară  (20,1%),

fabricarea echipamentelor electrice (19,3%), fabricarea articolelor de îmbrăcăminte (5,4%) ș.a.

Formular cod: FPM-03.01-01-02


În cadrul industriei prelucrătoare, industria alimentară, fabricarea articolelor de îmbrăcăminte, fabricarea produselor din cauciuc și mase plastice, industria construcțiilor metalice și a produselor din metal, fabricarea de mobilă dețin împreună 56,6% din totalul unităților active.

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 73

Cifra de afaceri, obținută de cele 9899 unități active a fost de 15730127,0 mii lei, ceea ce înseamnă în medie 1589,1 mii lei pe o unitate activă față de 1491,1 mii lei RON pe o unitate activă la începutul anului 2010.

La începutul anului 2011, ponderea IMM-urilor în totalul cifrei de afaceri a fost de 75,6%, comparativ cu începutul anului 2010, când ponderea acestora în total cifră de afaceri a fost de 77,6%.

Populația

Craiova este al cincilea oraș ca mărime după numărul locuitorilor, conform „INS. Romania în cifre, 2011”.

Evoluția populației municipiului Craiova a pus în evidență dublarea acesteia în ultimele decenii, pe întregul interval alternând perioade de evoluție, chiar până în anul 2000 și involuție, mai ales în ultimii ani.

La 1 iulie 2010, populația Municipiului Craiova a fost de 298740 locuitori, din care 142255 bărbați (47,6%) și 156485 femei (52,4%); ca urmare, densitatea populației a ajuns la 3669,6 locuitori/km2 în anul 2010.

Numărul mediu al salariaților, la nivelul municipiului Craiova, a scăzut continuu din anul 2000 până în anul 2006 când a început să crească ușor. Astfel, la începutul anului 2011 acesta a ajuns la 93322 persoane, în scădere cu 7,3% față de începutul anului 2010.

Ponderea cea mai mare o au salariații din industrie (25,1%), urmați de cei din comerț (24,3%), sănătate (10,6%), învățămant (8,7), construcții (6,4%), transport și depozitare (6,0%).

Câștigul salarial nominal mediu net lunar în județul Dolj, în anul 2010 a fost de 1299 lei/salariat. Comparativ cu câștigul salarial nominal mediu net lunar, pe economie, de 1391 lei/salariat, acesta reprezintă 93,4%.

În luna decembrie 2011, conform datelor furnizate de Agenția Județeană pentru Ocuparea Forței de Muncă Dolj, numărul șomerilor în evidență și plată, a fost de 4586 persoane, în scădere față de anul 2010 când s-au înregistrat 7696 șomeri.

Ponderea șomerilor în populația de varstă 18 - 62 ani a avut o evoluție oscilantă, în anul 2010 fiind de 3,5%, iar în anul 2011 aceasta fiind de 2,1%.

Casa Județeană de Pensii Dolj, a asigurat, în cursul anului 2011, servicii următoarelor categorii de persoane:

Formular cod: FPM-03.01-01-02


  • •  159 448 pesionari de asigurări sociale de stat din sistemul public din care 70.077 au domiciliul in municipiul Craiova;

  • •  39.490 pensionari de asigurări sociale proveniți din fostul sistem al asigurărilor sociale pentru agricultori din care 528 au domiciliul în municipiul Craiova ;

    Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

    Revizie: 0

    Pag. 74

Măsuri de protecție socială

Ordonanța de Urgență nr. 70/2011 privind măsurile de protecție socială, în perioada sezonului rece, vine în întâmpinarea populației vulnerabile, prin eliminarea treptată a compensațiilor de la bugetul de stat, cu consecința extinderii plajelor de venituri nete prevăzute pentru solicitanții de ajutoare pentru încălzirea locuinței cu energie termică la 786 lei/membru de familie, respectiv 1082 lei pentru persoana singură.

Astfel, se acordă din bugetul de stat compensarea procentuală aplicată la contravaloarea energiei termice consumate lunar, de consumatorii vulnerabili, în limita consumului mediu lunar de energie termică pentru încălzire stabilită pentru familie și persoana singură pe tip de apartament, în funcție de zona de temperatură.

Compensarea procentuală suportată de la bugetul de stat, prin bugetul Ministerului Muncii, Familiei și Protecției Sociale se acordă corespunzător unor trepte de venit lunar pe membru de famile sau persoană singură, astfel:

  • •  procentul este de 90% în situația în care venitul net mediu lunar pe membru de familie sau persoană singură este de până la 155 lei, și scade ajungând la 5% în situația în care venitul net mediu lunar pe membru de familie sau persoană singură este cuprins între

  • 615,1 lei și 786 lei.

În completarea acestor compensări acordate de la bugetul de stat, conform art. 7 alin(2) lit.b și art.8 alin (6)și (8) din O.UG nr. 70/2011 autoritățile administrației publice locale pot stabili prin hotărâre a consiliului local ajutoare lunare pentru încălzirea locuinței cu energie termică.

Nivelul compensărilor ce se acordă de la bugetele locale este de asemenea corespunzător unor trepte de venit lunar pe membru de famile sau persoană singură, astfel:

  • •  până la 7% în situația în care venitul net mediu lunar pe membru de familie sau persoană singură este până la 155 lei, procentul crescând până la 61% în situația în care venitul net mediu lunar pe membru de familie sau persoană singură este cuprins între 615,1 lei și 786 lei ;

  • •  până la 63% în situația în care venitul net mediu lunar al persoanei singure este cuprins între 786,1 lei și 1.082 lei.

În conformitate cu prevederile OUG 70/2011, unitățile administrației publice locale au obligația să acorde un sprijin cumulat care să reprezinte cel puțin 10% din maximul compensării stabilit în sarcina autorității locale.

Formular cod: FPM-03.01-01-02


Pornind de la evidențele Consiliului Local al Municipiului Craiova pentru sezonul rece 20102011 din care rezultă că au fost înregistrate lunar 9000 cereri în condițiile unui venit net de maximum 615 lei/persoană, în perioada noiembrie 2011- martie 2012, s-a înregistrat o creștere a numărului de beneficiari de ajutor pentru încălzirea locuinței cu energie termică la circa 15000 familii și persoane singure. Această creștere a fost determinată de modificarea venitului net care pentru o familie este de 786 lei/membru, respectiv 1082 lei pentru persoana singură.

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 75

În perioada noiembrie 2010 - martie 2011, cuantumul ajutorului pentru încălzirea cu energie termică a locuinței a fost de 1200000 lei/lună. În condițiile actuale, în care a crescut plafonul maxim până la care se acordă ajutor pentru încălzirea locuinței și în consecință a creșterii numărului de beneficiari, pentru perioada 2011-2012 a fost estimat un cuantum lunar al ajutorului pentru căldură alocat de la bugetul local de 3600000 lei/lunar, astfel încât, pe întreaga perioadă acesta s-a ridicat la 18500000 lei, echivalentul subvenției pentru energie termică acordat pentru un an de zile din bugetul local. Pentru perioada 1 septembrie 2010 - 31 august 2011 valoarea subvenției pentru energie termică acordată din bugetul local a fost de 18.200.000 lei.

Prin HCL nr. 378/2011 a fost luată decizia de acordare la limita maximă prevăzută de O.UG nr.70/2011 a compensării procentuale din bugetul local cu titlu de ajutor lunar pentru încălzirea locuinței cu energie termică, în completarea ajutorului acordat de la bugetul de stat, pentru perioada celor 5 luni cuprinsă între 1 noiembrie a anului 2011 și 31 martie 2012, astfel:

  • •  7% în situația în care venitul net mediu lunar pe membru de familie sau persoană singură este de până la 155 lei, procentul crescând la 61% în situa_ia în care venitul net mediu lunar pe membru de familie sau persoană singură este cuprins între 615,1 lei și 786 lei;

  • •  63% în situația în care venitul net mediu lunar al persoanei singure este cuprins între

  • 786,1 lei și 1.082 lei.

    Formular cod: FPM-03.01-01-02


    Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

    Revizie: 0

    Pag. 76

  • 3 ANALIZA PIEȚEI LOCALE DE ENERGIE TERMICĂ

9

Politica în domeniul energiei termice este elaborată de Ministerul Administrației și Internelor pe baza programului de guvernare și este parte integrantă a politicii energetice a statului.

Politica de protecție socială în domeniul energiei termice se elaborează de Ministerul Muncii, Familiei și Protecției Sociale în colaborare cu Ministerul Administrației și Internelor.

  • 3.1 Prezentarea pieței de energie termică din municipiul Craiova

Piața locală de energie termică din municipiul Craiova cuprinde:

  • •  Producerea energiei termice

  • •  Transportul, distribuția și furnizarea energiei termice

  • •  Consumul energiei termice.

Alimentarea cu energie termică a consumatorilor din municipiul Craiova se face în diferite moduri, funcție de tipul clădirilor, de amplasarea acestora, de posibilitățile de alimentare cu combustibil.

Din punct de vedere al sistemelor de producere și distribuție a energiei termice în municipiul Craiova distingem mai multe categorii de sisteme:

  • •  sistemul centralizat de producere și distribuire centralizată a căldurii prin sistemul de termoficare orășenesc, prin intermediul a:

o 105 puncte termice alimentate din SE Craiova

o 16 centrale termice de cvartal

o 36 centrale termice de bloc/scară de bloc

  • •  sistemul de producere prin centrale proprii de bloc/scară

  • •  sistemul de producere prin centrale proprii de apartament

  • •  alte surse individuale.

Astfel, raportat la numărul total de locuitori ai municipiului Craiova (297.510 locuitori, reprezentând populația stabilă la 1 iulie 2011), în prezent se înregistrează următoarele valori privind ponderea sistemelor de încălzire utilizate:

  • - Circa 134.359 (cca. 45,16%) dintre aceștia sunt alimentați cu energie termică prin intermediul sistemului centralizat de termoficare (prin intermediul punctelor termice)

    Formular cod: FPM-03.01-01-02


  • - Circa 6747 (cca. 2,27%) dintre consumatori sunt alimentați din sistemul semicentralizat de termoficare (centrale termice)

  • - Restul consumatorilor sunt alimentați cu energie termică produsă în centrale termice de apartament echipate cu cazane de apă caldă de parametri coborâți sau utilizează sobe pentru încălzire.

    Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

    Revizie: 0

    Pag. 77

Tabel nr. 3.1 - 1 Structura consumatorilor funcție de sistemul de alimentare

Nr. crt.

Sistemul de alimentare

Număr de consumatori

Apartamente (Locuințe)

Instituții publice

Servicii, Agenți economici, Consumatori industriali

1

Uzina Craiova

61939

78

664

2

Centrale termice de cvartal

3253

5

49

3

Centrale      termice      de

apartament

11069

-

-

4

Centrale termice de bloc

406

-

-

TOTAL

76667

83

713

Din numărul total de 105882 locuințe existente în municipiul Craiova, beneficiază de termoficare 65598 apartamente (61006 apartamente convenționale), ceea ce reprezintă circa 61,95% din total locuințe.

O parte din populația care locuiește în locuințe de tip condominiu (blocuri) sau în locuințe individuale (case), au optat pentru surse alternative de încălzire (centrale individuale, sobe funcționând cu combustibil solid sau gazos).


Formular cod: FPM-03.01-01-02


Figura 3.1. - 1 Structura consumului de energie termică din municipiul Craiova

Transportul și distribuția energiei termice sunt legate de rețele, care sunt monopoluri naturale. Activitățile de transport și distribuție pot fi desfășurate eficient în condițiile unui singur operator, cu tarife reglementate.

Piața producerii energiei termice din municipiul Craiova este o piață guvernată de relații comerciale contractuale dintre RA Termoficare Craiova și SE Craiova și de asemenea relații contractuale ale fiecăreia dintre cele două entități cu clienții proprii (consumatori de energie termică).

Piața energiei termice prezintă specificul unui consum variabil. Astfel consumul variază pe parcursul unei zile și variază sezonier.

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 78

Încheierea contractelor se realizează între:

  • •  SE Craiova și RA Termoficare Craiova în baza Ordinului Președintelui A.N.R.E. nr. 50/2009 pentru aprobarea Contractului-cadru de vânzare-cumpărare a energiei termice produsă de operatorii economici aflați în competența de reglementare a A.N.R.E., respectiv producătorii care realizează energia termică în cogenerare cu energia electrică.

  • •  RA Termoficare și consumatori, în baza Ordinului ANRSC nr. 483/2008 privind aprobarea contractul cadru pentru furnizarea energiei termice.

Pe piața producerii și comercializării de energie termică și apă caldă menajeră din municipiul Craiova, S.E. Craiova și RA Termoficare Craiova sunt cei mai importanți furnizori de energie termică pentru încălzire și apă caldă menajeră.

Pe aceasta piață nu există nici un alt furnizor de energie termică și apă caldă menajeră în sistem centralizat, iar posibilitatea intrării unor noi concurenți este extrem de redusă.

La nivelul producției de energie termică și apă caldă menajeră, concurența se manifestă între sistemul centralizat și sistemul individual (centrale termice de apartament). Există o serie de consumatori care își satisfac nevoile de energie termică și apă caldă menajeră, prin intermediul centralelor individuale sau colective. Această situație este specifică acestui domeniu de activitate, fiind întâlnit la nivelul tuturor municipalitaților, dar sistemul individual existent în Municipiul Craiova nu pune în pericol sistemul centralizat de producere transport și distribuție a energiei termice.

  • 3.2 Consumul istoric de energie termică

Produsul principal oferit de către S.E. Craiova și R.A. Termoficare Craiova clienților în baza contractelor de furnizare încheiate anual, este energia termică utilizată sub formă de:

  • - apă fierbinte pentru încălzire

  • - apă fierbinte sub formă de apă caldă de consum

  • - apă fierbinte pentru procese tehnologice.

Structura consumatorilor din municipiul Craiova alimentați din sistemul de termoficare este următoarea:

  • a) populația care locuiește în blocuri de locuințe (condominii) și în locuințe individuale (case);

    Formular cod: FPM-03.01-01-02


  • b) instituții și alți consumatori social-culturali;

  • c) agenți economici și unități asimilate acestora.

    Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

    Revizie: 0

    Pag. 79

Principalul achizitor de energie termică în Craiova este populația (peste 71,14% din total), care primește energie termică sub forma de agent termic - apa fierbinte pentru încălzire și preparare apă caldă pentru consum, pe perioada întregului an.

Instituțiile publice dețin o pondere de cca. 10,73 % din total, consumatorul industrial S.C. FORD deține o pondere importantă (16,6% din total), iar agenții economici o pondere mai mică, de aproximativ 1,53% din total.

Majoritatea consumatorilor sunt alimentați din sistemul centralizat prin intermediul punctelor termice, fiind alimentați prin rețele de distribuție. O parte din consumatorii terțiari și agenții economici sunt alimentați direct din sistemul de transport al căldurii.

Din rețeaua de transport racordată la sursa Uzina Craiova se livrează apă fierbinte către 19 consumatori (titulari de contracte), după cum urmează:

Tabel 3.2 - 1 Consumatori alimentați din Uzina Craiova

Nr. crt.

Consumatori de apă fierbinte alimentați din rețeaua de transport

1

REGIA AUTONOMĂ DE TERMOFICARE

CRAIOVA (105 puncte termice)

2

1 consumator industrial - S.C. FORD

AUTOMOBILE ROMÂNIA SA

3

17 consumatori asimilați celor casnici

Din rețeaua de distribuție a sistemului centralizat se livrează energie termică sub formă de apă caldă pentru încălzire și apă caldă de consum, astfel:

Tabel 3.2 - 2 Consumatori de apă caldă alimentați din rețeaua de distribuție a sistemului centralizat

Consumatori

Consumatori de apă caldă alimentați din RD

Apartamente

61939

Instituții publice

78

Agenți economici

664

Consumatori industriali

1

Din centrale termice se livrează energie termică sub formă de apă caldă pentru încălzire și apă caldă de consum, astfel:

Formular cod: FPM-03.01-01-02


Tabel 3.2 - 3 Consumatori de apă caldă alimentați din centrale termice

Consumatori

Consumatori de apă caldă alimentați din CT de cvartal

Consumatori de apă caldă alimentați din CT de bloc/scară de bloc

Apartamente

3253

406

Instituții publice

5

-

Agenți economici

49

-

Consumatori industriali

-

-


Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 80

Evoluția deconectărilor și reconectărilor la sistemul centralizat în perioada 2007+2011 este următoarea:

Tabel nr. 3.2 - 4 Numărul de deconectări de la sistemul de termoficare în ultimii 5 ani

Deconectări

2007

2008

2009

2010

2011

Apartamente

892

447

410

804

1146

Instituții publice

6

1

-

1

-

Agenți economici

47

29

25

36

29

Consumatori industriali

-

-

-

-

-

Consumul de energie termică aferent consumatorilor deconectați este următorul:

Tabel nr. 3.2 - 5 Deconectări de la sistemul de termoficare în ultimii 5 ani - necesar maxim orar (Gcal/h)

Deconectări

2007

2008

2009

2010

2011

Apartamente

4,073

2,285

1,866

4,137

5,405

Instituții publice

0,439

0,173

-

0,154

-

Agenți economici

0,317

0,331

0,242

0,295

0,176

Între 2007 și 2011 s-au debranșat 3699 apartamente, reprezentând 5,3% din numărul de apartamente care erau racordate la sistem la începutul acestei perioade. Debranșarea consumatorilor de la sistemul centralizat a avut mai multe cauze, și anume:

  • •  creșterea prețului perceput pentru căldura furnizată din sistemul centralizat, comparativ cu prețul gazului natural, care s-a menținut la valori foarte scăzute în anii 1990-2000

  • •  starea tehnică precară a sistemelor de termoficare, ceea ce ducea la o calitate scăzută a serviciului de furnizare a căldurii (temperatură, presiune, întreruperi în furnizarea agentului termic pentru încălzire și a apei calde de consum)

  • •  lipsa dispozitivelor de măsurare a consumului de căldură la fiecare apartament, plata în regim paușal făcând imposibil consumul căldurii în raport cu dorința/necesitatea și capacitatea de plată a fiecărui abonat.

De asemenea, a continuat să scadă numărul instituțiilor publice racordate la sistemul centralizat, ca și numărul agenților economici consumatori de apă fierbinte.

Tabel nr. 3.2 - 6 Numărul de reconectări la sistemul de termoficare în ultimii 5 ani

Reconectări

2007

2008

2009

2010

2011

Apartamente

0

0

0

0

0

Instituții publice

0

0

0

0

0

Agenți economici

0

0

0

0

0

Consumatori industriali

0

0

0

0

0

Din tabelul de mai sus rezultă că în ultimii 5 ani nu s-au înregistrat reconectări la SACET.

Formular cod: FPM-03.01-01-02


Evoluția cantității de energie termică vândute (facturate) în perioada 2007-2011 este următoarea:

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 81

Tabel nr. 3.2 - 7 Evoluția necesarului de energie termică la nivelul consumatorilor finali, după destinație

Specificație

UM

2007

2008

2009

2010

2011

Energie termică sub formă de apă fierbinte pentru încălzire și acm vândută (facturată) consumatorilor finali, total, din care:

MWh

595.283

599.880

600.245

586.116

561.357

- pentru încălzire

MWh

470.303

470.630

478.000

468.156

458.049

- pentru preparare apă caldă menajeră

MWh

124.980

129.250

122.245

117.960

103.307

Energie termică vândută consumatorilor sub formă de apă fierbinte în scop tehnologic

MWh

74.348

73.704

66.752

106.631

111.705

TOTAL energie termică sub formă de apă fierbinte vândută (facturată) consumatorilor finali

MWh

669.631

673.584

666.997

692.747

673.062

Tabel nr. 3.2 - 8 Evoluția necesarului de energie termică la nivelul consumatorilor, după tipul consumatorilor

Specificație

UM

2007

2008

2009

2010

2011

Total energie termică vândută din care:

MWh

669.631

673.584

666.997

692.747

673.062

- Apartamente

MWh

504.134

506.702

507.837

499.511

478.808

- Instituții publice

MWh

79.969

82.460

81.365

76.065

72.241

- Agenți economici

MWh

11.180

10.718

11.067

10.540

10.308

- Consumatori industriali

MWh

74.348

73.704

66.752

106.631

111.705

Evoluție energie totală (raportată la anul 2007)

%

100%

100,6%

99,6%

103,5%

100,5%

Tabel nr. 3.2 - 9 Structura energiei termice sub formă de apă fierbinte vândute, după modul de racordare a consumatorilor

Formular cod: FPM-03.01-01-02


Specificație

UM

2007

2008

2009

2010

2011

Energia termică sub formă de apă fierbinte vândute din rețeaua de transport,

din care:

MWh

745.432

781.920

774.950

796.649

784.831

- către RA Termoficare Craiova

MWh

614.540

646.989

648.332

635.527

622.115

- către consumatori casnici

MWh

-

-

-

-

-

- către instituții publice și agenți economici (consumatori asimilați consumatorilor casnici)

MWh

56.544

61.227

59.867

54.491

51.010

- către consumatori industriali (FORD)

MWh

74.348

73.704

66.752

106.631

111.705

Evoluție raportată la anul 2007

%

100%

104,89%

103,96%

106,87%

105,29%


Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 82

Specificație

UM

2007

2008

2009

2010

2011

Energia termică sub formă de apă fierbinte vândute din rețeaua de distribuție (inclusiv CT)

MWh

538.739

538.653

540.402

531.625

510.346

- Apartamente

MWh

504.134

506.702

507.837

499.511

478.808

- Instituții publice

MWh

23.425

21.233

21.498

21.574

21.231

- Agenți economici

MWh

11.180

10.718

11.067

10.540

10.308

- Consumatori industriali

MWh

0

0

0

0

0

Evoluție raportată la anul 2007

%

100%

99,98%

100,31%

98,68%

94,73%

Evoluția necesarului orar de energie termică în perioada 2007-2011 se prezintă în tabelele de mai jos:

Tabel 3.2 -10 Evoluția necesarului de energie termică aferent consumatorilor alimentați din rețeaua de transport, în anii 2007-2011 (Gcal/h)

Anul

Necesar orar al consumatorilor alimentați din RT (inclusiv RATF Craiova)

Necesar orar la limita centralei CET Craiova

2007

283

307

2008

301

319

2009

289

310

2010

301

330

2011

260

294

Tabel 3.2 -11   Evoluția necesarului de energie termică aferent consumatorilor alimentați din

rețeaua de distribuție, în anii 2007-2011 (Gcal/h)

Formular cod: FPM-03.01-01-02


Anul

Asociații de proprietari

Instituții publice

Agenți economici

Apă caldă menajeră

Încălzire

Apă caldă menajeră

Încălzire

Apă caldă menajeră

Încălzire

Consumatori alimentați din rețeaua de distribuție (din PT și CT)

2007

11,036

81,313

0,301

4,055

0,081

2,253

2008

10,916

88,041

0,226

3,889

0,081

2,190

2009

10,450

84,133

0,218

3,696

0,088

2,128

2010

10,039

81,881

0,208

3,774

0,073

2,022

2011

8,994

80,969

0,149

3,951

0,064

2,014


Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 83

  • 3.3 Producerea energiei termice

Producerea energiei termice se realizează în următoarele surse:

Sucursala Electrocentrale Craiova, component ă a CE Oltenia, care utilizeaz ă drept combustibil de bază lignitul

16 centrale termice de cvartal,

36 centrale termice la nivel de bloc (scară de bloc).

Centralele termice de cvartal și centrale termice de bloc/scară sunt exploatate de RA Termoficare Craiova și utilizează drept combustibil gazele naturale furnizate de GDF SUEZ Energy România.

Evoluția cantităților de energie termică produsă și livrată din sursele de producere se prezintă în tabelele de mai jos :

Tabel nr. 3.3 - 2 Evoluția cantității de energie termică produsă pentru a fi livrată din CT, în perioada 2007 - 2011

Specificație

UM

2007

2008

2009

2010

2011

Energia termică produsă spre a fi livrată (la limita centralei)

MWh

75.612

41.800

43.461

43.706

40.570


Formular cod: FPM-03.01-01-02


Tabel nr. 3.3 - 1 Evoluția cantității de energie termică produsă și livrată la limita sursei CET Craiova, în perioada 2007 - 2011

Specificație

UM

2007

2008

2009

2010

2011

Energia termică produsă, din care:

MWh

886.751

937.370

921.520

984.675

972.560

- Pentru producere apă fierbinte destinată încălzirii și acm

MWh

798.308

849.013

842.145

852.877

834.135

- Pentru producere apă fierbinte destinată consumului tehnologic

MWh

88.444

88.357

79.377

131.798

138.425

Energia termică produsă spre a fi livrată (la limita centralei), total, din care:

MWh

841.225

890.113

876.540

926.006

911.564

- Apă fierbinte pentru încălzire și preparare acm, total, din care:

MWh

757.322

806.210

801.038

802.061

781.821

- apă fierbinte pentru încălzire

MWh

601.050

637.471

641.834

640.618

645.792

- apă fierbinte pentru preparare acm

MWh

156.272

168.740

159.204

161.443

136.029

- Apă fierbinte pentru consum tehnologic

MWh

83.902

83.902

75.502

123.946

129.743

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 84

Tabel nr. 3.3 - 3 Cantitatea de energie termică vândută consumatorilor finali, în anul 2011

Specificație

U.M.

Valoare

Energie termică vândută consumatorilor finali, total, din care:

MWh

673.062

Energia termic ă vândut ă consumatorilor finali, produs ă în CET Craiova

MWh

641.653

Energia termic ă vândut ă consumatorilor finali, produs ă în centrale termice aparținând RATF Craiova

MWh

31.409

Ponderile deținute de producătorii de energie termică în cantitatea anuală totală de energie termică livrată, sunt prezentate în figura următoare:


Figura 3.3-1 Ponderile deținute de producătorii de energie termică, în total energie termică vândută

Energia termică produsă în S.E. Craiova este produsă parțial în cogenerare și parțial în surse de vârf.

Ponderea celor două forme de producere a energiei termice este prezentată în tabelul următor.

Formular cod: FPM-03.01-01-02


Tabel nr. 3.3 - 4 Ponderea energiei termice produse în cogenerare și în surse de vârf

Anul

Energie termică produsă (MWh)

Structura energiei termice produse (%)

Cogenerare

Surse de vârf

Total

Cogenerare

Surse de vârf

Total

2007

792.807

93.945

886.751

89,41%

10,59%

100%

2008

861.234

76.136

937.370

91,88%

8,12%

100%

2009

825.209

96.313

921.522

89,55%

10,45%

100%

2010

753.766

230.909

984.675

76,55%

23,45%

100%

2011

860.214

112 .346

972.560

88,45%

11,55%

100%


Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 85

Gradul de utilizare a capacităților existente de producere a energiei termice, determinat prin raportarea producției realizate de energie termică la producția posibil a fi realizată pe baza capacității orare maxime și a unei durate de utilizare de 8000 ore/an, este prezentată în tabelul următor:

Tabel nr. 3.3 - 5 Gradul de utilizare a capacităților existente de producere a energiei termice. Energia termică totală

Sursa / Anul

Capacitate orară maximă (MWt)

Durata utilizare (ore)

Capacitate anuală maximă (MWh)

Energie termică produsă (MWh)

Grad de utilizare (4/3) (%)

0

1

2

3

4

5

Uzina Craiova

2007

930

8000

7.440.000

886.751

11,91%

2008

930

8000

7.440.000

937.370

12,59%

2009

930

8000

7.440.000

921.522

12,38%

2010

930

8000

7.440.000

984.675

13,23%

2011

930

8000

7.440.000

972.560

13,07%

Centrale termice

2007

48,914

8000

391.312

90.461

23,12%

2008

48,914

8000

391.312

43.703

11,17%

2009

48,914

8000

391.312

45.740

11,69%

2010

48,914

8000

391.312

46.266

11,82%

2011

48,914

8000

391.312

43.077

11,01%

Gradul de utilizare a capacităților existente de producere în cogenerare a energiei termice, determinat prin raportarea producției realizate de energie termică în cogenerare la producția posibil a fi realizată pe baza capacității orare maxime și a unei durate de utilizare de 6000 ore/an, este prezentată în tabelul următor:

Tabel nr. 3.3 - 6 Gradul de utilizare a capacităților existente de producere în cogenerare a energiei termice

Formular cod: FPM-03.01-01-02

Sursa / Anul

Capacitate orară maximă (MWt)

Durata utilizare (ore)

Capacitate maximă în cogenerare (MWh)

Energie termică produsă în cogenerare (MWh)

Grad de utilizare (4/3) (%)

0

1

2

3

4

5

Uzina Craiova

2007

372,16

6000

2.232.960

792.807

35,5%

2008

372,16

6000

2.232.960

861.234

38,57%

2009

372,16

6000

2.232.960

825.209

36,96%

2010

372,16

6000

2.232.960

753.766

33,76%

2011

372,16

6000

2.232.960

860.214

38,52%

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 86

  • 3.4 Transportul, distribuția și furnizarea energiei termice

Cantitățile de energie termică intrate în sistemul de transport și distribuție și vândute la consumatori sunt prezentate în tabelul următor.

Tabel nr. 3.4 - 1 Balanța energiei termice în sistemul de transport și distribuție (MWh)

Sursa

2007

2008

2009

2010

2011

Energie termică produsă în CET Craiova

886.751

937.370

921.522

984.675

972.560

Energie termică intrată în rețeaua de transport

841.225

890.113

876.540

926.006

911.564

Energie termică vândută din rețeaua de transport

745.432

781.920

774.950

796.649

784.831

Energie termică intrată în punctele termice

614.540

646.989

648.332

635.527

622.115

Energie termică intrată în rețeaua de distribuție

597.946

629.521

631 472

619.195

604.696

Energie termică vândută la consumatorii finali din RD

472.779

506.787

507.027

497.890

478.937

Energia termică vândută

din CT

65.960

31.866

33.375

33.735

31.409

Energie termică vândută la consumatorii finali din RD și CT

538.739

538.653

540.402

531.625

510.346

Pe baza datelor din tabelul de mai sus rezultă pierderile în sistemul de transport și distribuție.

Tabel nr. 3.4 - 2 Pierderile în sistemul de transport și distribuție (MWh)

Sursa

2007

2008

2009

2010

2011

Pierderi în rețeaua de transport

95.793

108.193

101.590

129.357

126.733

Pierderi în punctele termice

16.593

17.468

16.857

16.333

17.419

Pierderi în  rețeaua de

distribuție

125.167

122.735

124.444

121.306

125.759

Pierderi totale

237.552

248.396

242.891

266.996

269.911

Formular cod: FPM-03.01-01-02


Exprimate procentual (față de energia termică la intrare), pierderile în sistemul de transport și distribuție se prezintă astfel:

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 87

Tabel 3.1.4-3 Pierderile în sistemul de transport și distribuție (%)

Sursa

2007

2008

2009

2010

2011

Pierderi în rețeaua de transport (față de cantitatea intrată în rețeaua de transport)

11,39%

12,15%

11,59%

13,97%

13,90%

Pierderi în punctele termice (față de cantitatea intrată în punctele termice)

2,70%

2,70%

2,60%

2,57%

2,80%

Pierderi în rețeaua de distribuție (față de cantitatea intrată în rețeaua de distribuție)

20,93%

19,50%

19,71%

19,59%

20,80%

Pierderi totale (față de cantitatea intrată în rețeaua de transport)

28,24%

27,91%

27,71%

28,83%

29,61%

Pierderi totale (față de cantitatea intrată în rețeaua de transport, aferentă consumatorilor finali racordați la rețeaua de distribuție)

31,83%

31,19%

30,86%

32,60%

33,72%

  • 3.5 Prețuri și tarife

Piața de energie termică funcționează cu prețuri reglementate, pe baze contractuale.

Prețul energiei termice este format din:

  • •  prețul de producere a energiei termice - aprobat de ANRE, pentru energia termică produsă în cogenerare, respectiv de ANRSC, pentru energia termică exclusiv cogenerare;

  • •  tariful de transport al energiei termice - aprobat de autoritatea administrației publice locale cu avizul ANRSC;

  • •  tariful de distribuție a energiei termice - aprobat de autoritatea administrației publice locale cu avizul ANRSC.

În calculul prețurilor la energia termică se mai iau în considerare:

  • •  cheltuielile aferente dezvoltării și modernizării serviciului public de alimentare cu energie termică

  • •  pierderile tehnologice - pierderile tehnologice se aprobă de autoritatea administrației publice locale, având în vedere o documentație, elaborată pe baza bilanțului energetic, întocmită de operatorul care are și calitatea de furnizor și avizată de ANRE.

Prin OG nr.36/2006 s-au instituit prețuri locale de referință (PLR) pentru energia termică furnizată populației prin sisteme centralizate.

Formular cod: FPM-03.01-01-02


În anul 2010, A.N.R.S.C, în calitate de autoritate competentă, a stabilit prețuri locale de referință pentru 82 de localități, inclusiv pentru localitățile în care energia termică este produsă în cogenerare, conform prevederilor OG nr. 36/2006 modificată și completată prin OUG. nr. 69/2011 care instituie unele măsuri pentru funcționarea sistemelor centralizate de alimentare cu energie termică a populației. În conformitate cu prevederile OUG nr.69/2011,

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 88

Guvernul nu va mai stabili prețuri locale de referință pentru încălzirea populației și va permite primarilor să aprobe un tarif mai mic decât cel solicitat de furnizor. În schimb, va obliga autoritățile locale să acopere diferența de la bugetul propriu, sub sancțiunea sistării altor fonduri.

Evoluția prețurilor de producere și transport a energiei termice și baza legală aferentă acestei evoluții sunt prezentate în tabelul următor.

Tabel nr. 3.5 - 1 Evoluția prețurilor energiei termice în Municipul Craiova

Decizie ANRE

Perioada de valabilitate a Deciziei

Preț producere și transport

(exclusiv TVA)

Decizia nr. 897/30.03.2011 privind aprobarea prețurilor și a cantităților reglementate în sectorul energiei electrice și termice de S.C. Complexul Energetic Craiova S.A.

01.04.2011 - 31.12. 2011

133,50 lei/Gcal

Decizia nr. 3332/29.12.2011 privind aprobarea prețurilor și a cantităților reglementate în sectorul energiei electrice și termice de S.C. Complexul Energetic Craiova S.A.

01.01.2012 - în prezent

137,41 lei/Gcal

Prin OUG nr. 70/2011 privind măsurile de protecție socială, se reglementează acordarea unor măsuri de protecție socială a populației reprezentate de ajutoare lunare pentru acoperirea unei părți din cheltuielile aferente încălzirii locuinței în perioada sezonului rece, precum și a modului de facturare și plată a energiei termice. Primăriile vor fi cele care vor stabili prețuri locale la energia termică astfel încât aceste sume să fie mai mici decât prețul de producere, transport, distribuție și furnizare a agentului termic livrat.

Pentru sprijinirea familiilor și persoanelor singure cu venituri mici, prin OUG nr.70/2011 s-a stabilit acordarea unor ajutoare pentru încălzirea locuințelor indiferent de combustibilul utilizat, cuantumul acestor ajutoare variind în funcție de venitul net pe membru de familie.

Conform Rapoartelor ANRSC din perioada 2011 - 2012 (Anexa 2 - Starea serviciului de alimentare cu energie termică) prețul energiei termice aprobat de autoritățile competente pentru operatorul RA Termoficare Craiova în perioada ianuarie 2011 - mai 2011 se prezintă astfel:

Formular cod: FPM-03.01-01-02


Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 89

Tabel nr. 3.5 - 2 Evoluția prețul energiei termice aprobat pentru RA Termoficare Craiova

Perioada

Nr. total de apartamente racordate la sistemul centralizat

Pret de furnizare aprobat pe tip de combustibili pentru populatie (inclusiv TVA)

Preț de facturare la populație (inclusiv TVA)

lei/Gcal

lei/Gcal

Ianuarie 2011

66708

268,01 - PT

335,15 - CT

194,08

Februarie 2011

66692

268,01 - PT

335,15 - CT

194,08

Martie 2011

66684

268,01 - PT

335,15 - CT

194,08

Aprilie 2011

66684

268,01 - PT

335,15 - CT

194,08

Mai 2011

66649

268,01 - PT

335,15 - CT

194,08

Iunie 2011

66626

268,01 - PT

335,15 - CT

194,08

Iulie 2011

66522

268,01 - PT

335,15 - CT

194,08

August 2011

66380

268,01 - PT

335,15 - CT

194,08

Septembrie 2011

66097

268,01 - PT

335,15 - CT

194,08

Octombrie 2011

65836

268,01 - PT

335,15 - CT

194,08

Noiembrie 2011

65678

268,01 - PT

335,15 - CT

194,08

Decembrie 2011 - Iulie 2012

65598

280,01 - PT

335,15 - CT

245,00

Iulie 2012*)

65598

280,01 - PT

335,15 - CT

220.50

Sursa: Date privind starea serviciilor energetice, ANRSC, martie 2012

* Notă: Începând cu data de 1 iulie 2012, prețul de facturare a energiei termice la populație a fost modificat prin HCL al Municipiului Craiova nr.8/29,06,2012.

Din tabelul prezentat anterior, se observă o ușoară scădere a numărului total de apartamente racordate la sistemul centralizat, cu circa 1,67% în perioada ianuarie 2011 - iulie 2012. Printre cauzele care au determinat populația să se debranșeze de la sistemul centralizat au fost creșterea șomajului, accentuarea crizei economice și urmările acesteia asupra salariaților.

Formular cod: FPM-03.01-01-02


În aceeași perioada, prețul de furnizare aprobat pentru populație a crescut cu 4,3%, iar prețul de facturare la populație a crescut aproximativ 21%, ceea ce reflectă eliminarea compensărilor de la bugetul de stat.

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 90

  • 3.6 Posibilități de extindere a pieței de energie termică

Datorită debranșărilor de la sistemul centralizat de alimentare cu energie termică, cererea de energie termică a scăzut treptat. În ultimii 5 ani nu s-au înregistrat rebranșări de consumatori, iar perspectivele în ceea ce privește dezvoltarea fondului locativ nu prevede racordarea de noi consumatori în cadrul SACET. Prin urmare, în cadrul SACET Craiova se va menține portofoliul actual de clienți.

Formular cod: FPM-03.01-01-02


Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 91

  • 4  PIAȚA DE ENERGIE ELECTRICĂ ȘI PIAȚA CERTIFICATELOR DE CO2

    • 4.1 Piața de energie electrică

Piața de energie electrică reprezintă cadrul de organizare în care se tranzacționează energia electrică și serviciile asociate.

Scopul pieței de energie electrică este de a crea un mediu competitiv al activității de comercializare a energiei electrice și stabilirea unui preț al energiei electrice care să permită obținerea eficienței economice și stimularea progresului tehnologic.

  • 4.1.1   Structura pieței de energie electrică din România

Piața de energie electrică din România este compusă din piața reglemementată și piața concurențială, creșterea ponderii pieței concurențiale realizându-se gradat, prin asigurarea accesului pentru cât mai mulți participanți, producători, furnizori și clienți finali.

Din punct de vedere al tranzacțiilor efectuate, structura pieței de energie electrică din România este următoarea:

  • •  Piața angro de energie electrică - cadrul organizat în care energia electrică este achiziționată de furnizori de la producători sau de la alți furnizori, în vederea revânzării;

  • •  Piața cu amănuntul de energie electrică - cadrul organizat în care energia electrică este cumparată de clienți de la furnizori sau producători, în vederea consumului.

  • 4.1.1.1 Piața angro de energie electrică

Piața angro cuprinde totalitatea tranzacțiilor desfășurate între participanți, cu excepția celor către consumatorii finali de energie electrică.

Formular cod: FPM-03.01-01-02



PZU

Comitat teme pe participant

OTS - operatorul PE T

p

MP

Pista de

Q

echilibrare Ț™2™* “

«iPE


Piața angro de energie electrică se compune din următoarele piețe specifice:


Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 92

  • a) Piața Contractelor Bilaterale (PCB)

Pe această piață titularii de licență sunt liberi să încheie contracte bilaterale de energie electrică, inclusiv contracte bilaterale de export sau import de energie electrică.

Astfel, în funcție de modalitatea de tranzacționare, piața contractelor bilaterale se împarte în două categorii:

  • •  Piața centralizată a contractelor bilaterale (PCCB): contractele sunt atribuite prin licitație publică

o Identitatea și intenția de ofertare a participanților la piață este cunoscută de către întreg mediul de afaceri

o Ofertele nu sunt standardizate din punctul de vedere al cantităților ofertate, perioadelor și termenelor de livrare.

  • •  Piața centralizată a contractelor bilaterale, cu negociere continuă (PCCB-NC): contractele sunt atribuite printr-un proces combinat de licitații și negociere

o Tranzacționarea se realizează online, de la terminalele participanților înscriși la piață.

o Identitatea și intenția de ofertare a participanților care inițiază sesiunea de licitație este cunoscută de întreg mediul de afaceri, prin publicarea anunțului de organizare a sesiunii de licitație pentru ofertele propuse

o Ofertele sunt standardizate din punctul de vedere al puterii ofertate, profilului zilnic al livrărilor și perioadelor de livrare.

Contractele încheiate pot fi:

o contracte reglementate, cu conținutul minimal stabilit de ANRE. Contractele reglementate se încheie între producători și furnizorii consumatorilor captivi

o contracte negociate prin intermediul platformelor de brokeraj între producători și furnizori, producători-producători sau furnizori-furnizori. Identificarea separată acontractelor încheiate pe platforme de brokeraj s-a făcut începând cu monitorizarea lunii ianuarie 2012, în urma consultării participanților la piața de energie

o contracte negociate direct între producători și furnizori, producători-producători sau furnizori-furnizori

  • •  Piața centralizată a contractelor bilaterale atribuite prin cu dialog competitiv (PCCB-DC)

    Formular cod: FPM-03.01-01-02


În luna august 2012 au fost publicate documentele de discuție pentru modalitatea de tranzacționare a contractelor bilaterale de energie electrică conform căreia contractele sunt atribuite prin dialog competitiv.

Aceasta constituie o modalitate de tranzacționare pe piața centralizată a contractelor bilaterale de energie electrică conform căreia contractele sunt atribuite printr-un proces combinat de dialog competitiv, licitație și negociere continua.

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 93

În acest caz, sesiunea de tranzacționare aferentă PCCB are o a doua etapă în cadrul căreia inițiatorul sesiunii de tranzacționare stabilește forma finală a ofertei și contractului, exclusiv prețul, pe baza concluziilor dialogurilor, asupra condițiilor contractuale supuse dialogului competitiv, organizate cu fiecare dintre participanții calificați în urma etapei de preselecție. Principiile aplicate pentru tranzacționarea prin dialog competitiv, licitație si negociere continuă, în cadrul modalității de tranzacționare denumite PCCB-DC, sunt următoarele:

  • •  Operatorului Pieței Centralizate a Contractelor Bilaterale (OPCCB) definește produse standard de vânzare și cumpărare de energie electrică, caracterizate prin:

o puterea medie orară pe contract: 10 MW

o durata livrării: oricât de mare (recomandate fiind durate de livrare mai mari de 1 an)

o profilul zilnic al livrărilor: livrare în bandă, livrare la ore de vârf de sarcină, livrare la ore de gol de sarcină

  • •  Fiecare ofertant inițiator își definește oferta proprie de vânzare sau cumpărare de energie electrică, caracterizată prin:

o durata livrării (minim un an)

o profilul zilnic al livrărilor

o prețul de deschidere propus și după caz, formula de ajustare a prețului după primul an de livrare; ofertantul trebuie să specifice și includă în preț componenta TG a tarifului de transport, corespunzătoare introducerii de energie electrică în rețea

Această modalitate de tranzacționare este propusă având în vedere în special încheierea de contracte pe termen lung.

  • b) Piața pentru Ziua Următoare (PZU)

Pe această piață se încheie tranzacții orare ferme cu energie electrică activă cu livrare în ziua următoare zilei de tranzacționare.

Modelul Pieței pentru Ziua Următoare este definit de următoarele caracteristici:

  • •  ziua de tranzacționare este orice zi calendaristică iar intervalul de tranzacționare este ora

  • •  un participant la PZU poate transmite o singură ofertă de cumpărare și o singură ofertă de vânzare pentru fiecare interval de tranzacționare

  • •  ofertele de vânzare/cumpărare de energie electrică sunt oferte simple care pot conține până la 25 perechi cantitate - preț. Fiecare ofertă va indica prețurile la care participantul dorește să cumpere și/sau vândă, în intervalul de tranzacționare specificat

    Formular cod: FPM-03.01-01-02


  • •  ofertele pot fi transmise doar în orele de tranzacționare definite în Codul Comercial (intervalul de la ora 07:00 la ora 20:00)

  • •  un sistem informatic va valida/invalida ofertele transmise de participanți

  • •  după primirea și validarea ofertelor, Operatorul pieții de energie electrică (OPCOM) stabilește pentru fiecare interval de tranzacționare curbele cererii și ofertei

    Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

    Revizie: 0

    Pag. 94

Cantitățile din ofertele de cumpărare al căror preț este mai mare sau egal cu Prețul de închidere al Pieții (PIP) reprezintă cantitățile de energie electrică tranzacționate la cumpărare.

Cantitățile din ofertele de vânzare al căror preț este mai mic sau egal cu PIP reprezintă cantitățile de energie electrică tranzacționate la vânzare.

  • c) Piața de Echilibrare (PE)

Piața de echilibrare (PE) oferă energie electrică pentru echilibrarea sistemului electroenergetic în timp real și pentru managementul congestiilor.

Operatorul pieței de echilibrare (OPE) este organizat în carul Operatorului de Transport și Sistem (OTS - CN Transelectrica SA), prin Dispecerul Energetic Național (DEN) și se ocupă atât de programarea energetică a SEN cât și de menținerea echilibrului dintre producția și consumul de energie electrică din România. OPE este responsabil și cu înregistrarea participanților la PE, colectarea și verificarea ofertelor, precum și cu realizarea calculelor pentru decontarea tranzacțiilor aferente PE.

PE este o piață centralizată și obligatorie pentru toți participanții înregistrați la operatorul de transport și sistem. Participanții la PE sunt următorii:

  • •  producătorii licențiați care exploatează unități dispecerizabile

  • •  producătorii calificați pentru serviciile de sistem tehnologice

  • •  consumatorii licențiați care dispun de sarcini dispecerizabile

Producătorii sunt obligați să oferteze pentru încărcare întreaga putere rămasă disponibilă (neangajată prin contracte bilaterale și obligații pe PZU, piața intrazilnică etc) iar pentru descărcare întreaga putere angajată anterior, adică notificată. Participanții vor cumpăra/vinde energie pentru compensarea abaterilor de la valorile prognozate ale producției și ale consumului și pentru rezolvarea comercială a restricțiilor de sistem. Fiecare participant la piața de echilibrare trebuie să-și asume responsabilități financiare față de OTS pentru toate dezechilibrele fizice care apar între producția programată și cea realizată.

Responsabilitatea echilibrării se asumă prin intermediul părților responsabile cu echilibrarea (PRE), înființate de către OTS la solicitarea titularilor de licență.

Pe piața de echilibrare se tranzacționează energia de echilibrare corespunzătoare următoarelor tipuri de reglaje:

  • •  Reglaj secundar: realizat de către toate unitățile dispecerizabile calificate pentru reglajul secundar și care sunt sincronizate cu SEN

  • •  Reglaj terțiar rapid: realizat cu toate unitățile dispecerizabile calificate pentru reglaj terțiar rapid sau toate unitățile dispecerizabile sincronizate cu SEN

  • •  Reglaj terțiar lent: realizat cu toate unitățile dispecerizabile sincronizate cu SEN

    Formular cod: FPM-03.01-01-02


  • d) Piața Serviciilor Tehnologice de Sistem (PSTS)

Piața centralizată a serviciilor de sistem tehnologice are rolul menținerii siguranței în funcționare a sistemului energetic național.

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 95

Această piață are următoarele caracteristici:

  • •  este centralizată și operată de OTS

  • •  tranzacționarea se face periodic (annual, lunar, etc)

  • •  este facultativă

  • •  se realizează cu participarea grupurilor energetic calificate să furnizeze servicii de sistem tehnologice, pe principiul prețului marginal

  • •  acționează rezerve de reglaj secundar, terțiar rapid și terțiar lent (reglajul primar este obligatoriu și gratuit)

  • •  cantitățile de energie achiziționate sunt stabilite de OTS, în funcție de reguli tehnice

  • •  cantitățile achiziționate sunt ofertate numai pe piața de echilibrare.

Funcționarea pieței centralizate a serviciilor tehnologice de sistem se bazează pe prevederile tehnice din Codul Tehnic al Rețelei Electrice de Transport și pe prevederile din Codul Comercial al Pieței Angro de Energie Electrică.

Serviciile tehnologice de sistem sunt necesare pentru menținerea stării normale de funcționare a SEN sau pentru revenirea rapidă la starea normală de funcționare în cazul unor perturbații.

Serviciile tehnologice de sistem sunt:

  • •  reglajul primar de frecvență

  • •  reglajul secundar frecvență/putere

  • •  asigurarea rezervei de putere activă pentru:

  • -  rezerva turnantă

  • -  rezerva de reglaj terțiar rapid

  • -  rezerva terțiară lentă

  • •  asigurarea puterii reactive în banda secundară de reglaj a tensiunii -producerea/absorbția de energie/putere reactivă și asigurarea condițiilor tehnice necesare

  • •  participarea la restaurarea SEN la rămânerea fără tensiune - capacitatea de izolare pe servicii proprii și capacitatea de a porni fără alimentarea din sistem.

Serviciile tehnologice de sistem se asigură de către participanții la piața de energie. Producătorii de energie electrică sunt calificați pentru furnizarea de servicii tehnologice de sistem de către OTS pe baza procedurii operaționale de calificare. Procedura stabilește condițiile și modul de desfășurare a calificării pentru producători.

Reglajul primar de frecvență este reglajul automat, descentralizat, cu caracteristică statică a frecvenței, repartizat pe un număr mare de grupuri generatoare, care asigură corecția rapidă (în cel mult 30 de secunde) a diferențelor între producție și consum, la o frecvență apropiată de consemn.

Formular cod: FPM-03.01-01-02


Operatorul de transport și de sistem stabilește rezerva de reglaj primar minimă care trebuie asigurată de fiecare unitate dispecerizabilă. Aceasta trebuie să fie încărcată automat în mai puțin de 30 de secunde la o abatere cvasistaționară a frecvenței de ±200 mHz și trebuie să poată fi menținută în funcțiune cel puțin 15 minute.

Asigurarea reglajului primar este o obligație pentru toți producătorii de energie electrică.

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 96

Reglajul secundar frecvență-putere este reglajul automat, cu ajutorul grupurilor generatoare dispecerizabile calificate, racordate la regulatorul central de frecvență-putere instalat la Dispecerul Energetic Național, în cel mult 15 minute.

Operatorul de sistem stabilește zilnic, pentru fiecare interval orar valoarea programată a frecvenței de funcționare În sistem. Această valoare devine valoarea de consemn pentru reglajul secundar de frecvență-putere.

Rezerva de reglaj secundar are rolul de a readuce frecvența și soldul SEN la valoarea programată și de a participa la refacerea rezervei de reglaj primar.

Asigurarea rezervei de putere activă are rolul de a participa la refacerea rezervei de reglaj secundar și de a echilibra balanța de putere în cazul apariției unor abateri de la programul stabilit. Ea se încarcă de producătorii calificați, din dispoziția OTS, pe durată nelimitată, în timpul maxim corespunzător tipului de rezervă.

Rezerva de putere activă are următoarele componente:

  • •  rezerva turnană, se încarcă imediat cu rezerva de încărcare convenită și are rolul de a participa la refacerea rezervei de reglaj primar și reglaj secundar și de a echilibra balanța în cazul apariției unor abateri de la programul stabilit și se încarcă la dispoziția OTS și trebuie menținută pe durata selectată de acesta.

  • •  Rezerva terțiară rapidă se încarcă în 30 de minute și are rolul de a participa la refacerea rezervei de reglaj primar și reglaj secundar și de a echilibra balanța în cazul apariției unor abateri de la programul stabilit. Rezerva terțiară rapidă se încarcă de către producătorii calificați la dispoziția OTS, pe durata solicitată.

  • •  Rezerva terțiară lentă se încarcă în 7 ore și are rolul de a reface rezerva minut asigurând echilibrul producție-consum în cazul apariției unor abateri previzibile de la programul stabilit. Rezerva terțiară lentă se încarcă de către producătorii calificați la dispoziția OTS, pe durata solicitată

Asigurarea puterii reactive în banda secundară de reglaj a tensiunii este o măsură de menținere a funcționării sigure și economice a instalațiilor de producere, transport și distribuție a energiei electrice, măsură care permite funcționarea normală a instalațiilor consumatorilor.

Stabilirea tensiunii se realizează sub coordonarea OTS, prin participarea cu instalații proprii de reglaj a producătorilor, a OTS, a consumatorilor, iar în caz de funcționare interconectată, prin grija OTS-urilor sistemelor electroenergetice vecine pentru reglajul tensiunii în nodurile de graniță din rețelele acestora.

Formular cod: FPM-03.01-01-02


Asigurarea puterii reactive în banda secundară de reglaj a tensiunii se face de către producătorii clasificați cu grupuri dispecerizabile și cere îndeplinesc condițiile pentru calificare.

Asigurarea restaurării SEN se face în conformitate cu planul de restaurare a funcționării SEN după rămânerea parțială sau totală fără tensiune.

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 97

În cazul funcționării interconectate, OTS realizează împreună cu ceilalți operatori de sistem coordonarea planurilor de restaurare a funcționării sistemelor energetice participante la interconexiune.

Grupurile care participă la acest serviciu de sistem pot să pornească fără alimentare cu energie electrică din SEN, ele se pot separa de SEN pe servicii proprii cel puțin o oră și debitează într-o stație electrică aflată pe unul din traseele stabilite de OTS pentru restaurarea SEN la cădere totală.

  • e) Piața intrazilnică de energie electrică (PI)

Piața intra-zilnică de energie electrică este o piață centralizată care oferă participanților la piață posibilitatea să-și îmbunătățească echilibrarea portofoliului pentru o zi de livrare prin tranzacții efectuate în sesiuni desfășurate între încheierea tranzacțiilor pe PZU pentru ziua respectivă de livrare și un anumit interval de timp înainte de începerea livrării.

PI a fost introdusă din luna iulie 2011, fiind o piață introdusă în dezvoltarea PZU. Regulamentului de organizare și funcționare a PI a fost aprobat prin Ordinul ANRE nr. 32/2011. Înregistrarea la PI este permisă tuturor titularilor de licență de producere a energiei electrice, de furnizare a energiei electrice, de distribuție a energiei electrice, de transport și servicii de sistem a energiei electrice, semnatari ai Convenției de participare la PI.

S.C. Opcom S.A. organizează sesiuni de licitație pentru vânzarea /cumpărarea energiei electrice ofertate prin PI în fiecare zi calendaristică.

Ofertele acceptate sunt de tip orar. Oferta orară este o ofertă pentru un singur interval orar având prețul și cantitatea ferm stabilite. Volumul ofertei poate fi tranzacționat parțial funcție de condițiile din piață și condițiile propuse.

Pentru fiecare interval orar și corespunzător ofertei orare asociate, S.C. Opcom S.A. definește în cadrul Sistemului de tranzacționare cate un instrument standard (contract), definit pentru fiecare din cele 24 de intervale orare de livrare, ce constituie obiectul unor tranzacții independente.

Pentru încheierea tranzacțiilor, Participanții la PI transmit oferte de vânzare și /sau cumpărare utilizând interfața web a Sistemului de tranzacționare.

Pe baza Confirmărilor de Tranzacție necontestate sau rezultate în urma soluționării contestației, S.C. Opcom S.A. va stabili Notificările fizice corespunzătoare tranzacțiilor pe PI pe care le transmite OTS și le pune la dispoziția PRE la care sunt înregistrați Participanții la PI.

  • 4.1.1.2 Piața cu amănuntul de energie electrică

    Formular cod: FPM-03.01-01-02


Piața cu amănuntul a fost lansată pentru tranzacțiile de vânzare-cumpărare a energiei electrice către consumatorii finali. Furnizarea energiei electrice la consumatorii finali constă din:

furnizarea pe piața reglementată - cuprinde toți consumatorii finali care au optat să continue achiziționarea de energie electrică la tarife reglementate

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 98

  • •  furnizarea pe piața concurențială - cuprinde consumatorii finali care au schimbat furnizorul sau care și-au negociat contractele cu furnizorii impliciți care îi alimentau, renunțând la tariful reglementat.

Pe piața concurențială cu amănuntul, furnizorii vând energie electrică clienților finali prin contracte bilaterale, la prețuri negociate sau stabilite prin oferte-tip.

În situația în care unul sau mai mulți consumatori rămân fără acces la serviciile furnizorului ales sau implicit, cu care au încheiat contracte de furnizare, pentru că acestuia i-a fost retrasă/suspendată licența de furnizare, ANRE repartizează consumatorii respectivi, către alți furnizori denumiți „furnizori de ultimă opțiune” (FUO).

La data de 1 iulie a fiecărui an, ANRE desemnează FUO de energie electrică.

Pentru a putea fi desemnat de către ANRE drept FUO de energie electrică, un furnizor trebuie să îndeplinească cumulativ următoarele criterii:

  • •  să aibă o cotă de piață în ultimul an calendaristic încheiat cel puțin egală cu cota minimă de piață înregistrată de furnizorii impliciți în aceeași perioadă

  • •  să aibă o cifră de afaceri în anul calendaristic încheiat care să îi permită să presteze suplimentar serviciul de furnizare de ultimă opțiune de energie electrică.


Formular cod: FPM-03.01-01-02


  • 4.1.1.3 Participanții la piața de energie electrică

Participanții la piața de energie electrică și structurile operaționale asociate sunt: producătorul, operatorul de transport și de sistem, operatorul pieței de energie electrică, operatorul de distribuție, furnizorul și clientul.

  • 4.1.1.3.1 Producători

Cele mai importante companii producătoare de energie electrică sunt:

S.C. HIDROELECTRICA S.A

  • SOCIETATEA NAȚIONALĂ NUCLEARELECTRICA S.A. (SNN SA)

  • COMPLEXE ENERGETICE

    Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

    Revizie: 0

    Pag. 99

o Complexul Energetic Oltenia

Compania s-a constituit în baza HG 1024/2011, în urma fuziunii prin contopire a

Societății Comerciale Complexul Energetic Craiova - S.A., Societatii Comerciale Complexul Energetic Rovinari - S.A., Societății Comerciale Complexul Energetic Turceni - S.A. și a Societății Naționale a Lignitului Oltenia - S.A.

o Complexul Energetic Hunedoara

Compania s-a constituit în baza HG 1023/2011, în urma fuziunii prin contopire a Societății Comerciale Electrocentrale Deva - S.A. și a Societății Comerciale Electrocentrale Paroșeni - S.A.

CE Oltenia și CE Hunedoara au fost înființate la mijlocul anului 2012. Până la această dată, unitățile componente, CE Craiova, CE Rovinari, CE Turceni, Electrocentrale Deva și Electrocentrale Paroșeni au funcționat separat.

  • S.C. ELECTROCENTRALE BUCUREȘTI S.A. (ELCEN)

  • S.C. TERMOELECTRICA S.A.

  • •  AUTOPRODUCĂTORI: Regia Autonomă pentru Activități Nucleare, CET PETROBRAZI, S.C. GRIRO SA, S.C. SOFERT S.A., S.C. VIROMET S.A. etc.

  • •  PRODUCĂTORI INDEPENDENȚI (în principal centrale de cogenerare), proveniți în general din restructurarea SC TERMOELECTRICA SA): S.C. CET Govora S.A., S.C. CET S.A. Brăila etc.

Din luna august 2012 a intrat în funcționare comercială și Centrala cu ciclu combinat Brazi, aparținând OMV Petrom.

  • PRODUCĂTORI DE ENERGIE ELECTRICĂ DIN SURSE REGENERABILE

În anul 2011 numărul de producători de E-SRE, titulari de licență, a fost de 90 de producători, dintre care:

o Eolian: 42 producători, dintre care, producători cu puteri instalate > 5 MW care au beneficiat de CV:

S.C. TOMIS TEAM SRL

S.C. CERNAVODA POWER SRL

S.C. ENEL GREEN POWER ROMANIA SRL

S.C. EDP RENEWABLES ROMANIA SRL

S.C. OMV PETROM WIND POWER S.A.

Formular cod: FPM-03.01-01-02


S.C. ROMCONSTRUCT TOP SRL

S.C. HOLROM Renewable Energy SRL

S.C. M&M 2008 SRL

S.C. EOLIAN CENTER

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 100

SC Blue Planet Investments

S.C. LC Business SRL

S.C. EVIVA NALBANT SRL

S.C. ELEKTRA INVEST SRL

o Hidro: 32 producă tori, dintre care produc ă tori cu puteri instalate > 5 MW care au beneficiat de CV:

S.C. HIDROELECTRICA SA

S.C. ELSID SA

S.C. Vienna Energy Forta Naturala SRL

S.C. TMK Resita SRL

S.C. Complexul Energetic Turceni S.A.

S.C. UZINSIDER GENERAL CONTRACTOR S.A.

S.C. ENERGY HOLDING S.R.L.

S.C. ELECTROMAGNETICA S.A.

S.C. INTERTRANS KARLA SRL

o Biomas ă : 4 producă tori, dintre care produc ă tori cu puteri instalate > 5 MW care au beneficiat de CV:

S.C. Holzindustrie Schweighofer

S.C. GENERAL ENERGETIC SRL

S.C. BIO ELECTRICA TRANSILVANIA S.R.L.

o Fotovoltaic:   4 producători, care au beneficiat de CV, și anume:

S.C. RENOVATIO TRADING SRL

Primăria Comunei Florești

S.C. Q SRL

S.C. ENEV AVRIG SRL

Cu privire la dezvoltarea surselor eoliene, menționăm:

o Furnizorul și distribuitorul de electricitate Electrica SA estimează că la sfârșitul anului 2012 va pune în funcțiune cele două parcuri eoliene pe care le construiește la Chirnogeni (județul Constanța) și Frumușița (județul Galați).

Formular cod: FPM-03.01-01-02


o Compania Enel Green Power construiește un nou parc eolian la Corugea (județul Tulcea), cu o capacitate instalată de 70 MW. Enel Green Power deține alte două parcuri în România, Sălbatica I și Agighiol, cu o capacitate instalată de 64 MW. Compania construiește Sălbatica II, care va avea o capacitate totală instalată de 70 MW și extinde capacitatea Sălbatica I cu 40 MW.

o Compania cehă CEZ construiește parcul eolian din Dobrogea, în apropierea satelor Fântânele (347,6 MW) și Cogealac (252,2 MW), fiind una dintre cele mai importante investiții în România. Când se va încheia construcția parcului, în 2012, puterea generatoarelor va ajunge la 600 MW

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 101

o Enel Gren Power România, în colaborare cu Elcomex IEA, dezvoltă un parc eolian de 272 MW în zona Dobrogea.

o Romconstruct Top SRL și Eco Power Wind SRL, ambele cu sediul în Constanța, construiesc două parcuri eoliene: Parc eolian Siliștea (25 MW) și Parc Eolian Mireasa (10 MW)

o Electricitad du Portugal urmează să termine construcția a aproximativ 200 MW eolieni în Dobrogea

o Compania franceza Filasa va investi în urmatorii doi ani în construcția a 11 parcuri eoliene in județul Suceava, proiect ce va fi demarat în primavara anului 2012. Puterea totală instalată a acestor parcuri eoliene va fi de 516 MW, de zece ori mai mult decât consumul municipiului Suceava.

Conform ANRE, structura de producție a sistemului energetic național pe tipuri de resurse, la nivel mai 2012, este următoarea:


Cotele de piață ale tuturor producătorilor menționați mai sus, acoperind perioada ianuarie-mai 2012, sunt prezentate în figura de mai jos:

Formular cod: FPM-03.01-01-02



RAAN; 1,8%

CET Govora; 1,1%

El Galați; 1,3%


CET Arad; 0,5%


CET Bacau; 0,4%


-Dalkia Termo; 1,0%


Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 102

Indicatorul de concentrare ai pieței de energie electrică din România, HHI, determinată în funcție de energia anuală livrată, a avut în anul 2011 valoarea de 1469, mai mică decât valoarea de 1800 care delimitează piețele cu concentrare moderată de cele cu concentrare excesivă.

  • 4.1.1.3.2 Operatorul de transport și de sistem

C.N. TRANSELECTRICA S.A. este operatorul de transport și de sistem din România. Administrează și operează sistemul electric de transport și asigură schimburile de electricitate între țările Europei Centrale și de Răsărit. Este responsabil pentru transportul energiei electrice, funcționarea sistemului și a pieței, asigurarea siguranței SEN.

70% din din cantitatea de energie consumată pe piața românească și 100% din cantitatea de energie destinată exportului este transportată prin Rețeaua Electrică de Transport aparținând Transelectrica.

Volumul de instalații gestionat de “Transelectrica”-SA este format din:

  • •  79 stații electrice (1 stație de 750 kV, 36 stații de 400 kV,42 stații de 220 kV)

  • •  8931,6 km linii electrice aeriene - LEA

  • •  218 unități principale de transformare totalizând 37.565 MVA

  • 4.1.1.3.3 Operatorul pieței de energie electrică

OPCOM

Conform prevederilor legislației în vigoare, OPCOM îndeplinește rolul de administrator al pieței de energie electrică, furnizând un cadru organizat, viabil și eficient pentru desfășurarea tranzacțiilor comerciale în cadrul pieței angro de energie electrică.

  • 4.1.1.3.4 Distribuitori și furnizori

Accesul pe piață al transportatorului, a distribuitorilor și furnizorilor de energie electrică se face prin acordarea de licențe de transport, de distribuție și de furnizare, de către ANRE.

În prezent există în România:

  • •  8 societăți comerciale care au rolul de operatori de distribuție

    Formular cod: FPM-03.01-01-02


Conform informațiilor furnizate de ANRE, aceștia sunt: SC CEZ Distribuție SA, SC ENEL Distribuție Banat SA, SC ENEL Distribuție Dobrogea SA, SC ENEL Distribuție Muntenia SA, SC E.ON Moldova Distribuție SA, SC FDEE Electrica Distribuție Muntenia Nord SA, SC FDEE Electrica Distribuție Transilvania Sud SA, SC FDEE Electrica Distribuție Transilvania Nord SA

  • •  5 societăți comerciale de furnizare a energiei electrice care au obligația asigurării furnizării energiei electrice către consumatorii captivi sau eligibili care nu își exercită dreptul de a alege furnizorul într-o anumită zonă (furnizori impliciți)

    Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

    Revizie: 0

    Pag. 103

Conform informațiilor furnizate de ANRE, aceștia sunt: SC CEZ Vanzare SA, SC ENEL Energie SA, SC ENEL Energie Muntenia SA, SC E.ON Energie Romania SA, SC FDEE Electrica Furnizare SA

  • •  37 de societăți comerciale de furnizare a energiei electrice care acționează exclusiv pe piața angro

  • •  40 de societăți comerciale de furnizare a energiei electrice

  • •  10 producători care activează pe piața de energie electrică și în calitate de furnizori. Conform informațiilor furnizate de ANRE, aceștia fiind: RAAN, SC CE Craiova SA, SC Electrocentrale Deva SA, SC Hidroelectrica SA, SN Nuclearelectrica SA, SC CE Rovinari SA, SC CE Turceni SA, SC CET Arad SA, SC OMV Petrom SA, SC OMV Petrom Power Park SRL.

  • 4.1.2   Funcționarea pieței de energie electrică în cifre

  • 4.1.2.1 Date de producție la nivel SEN

Datele privind producția, consumul, importul și exportul de energie electrică în perioada 20092011 sunt prezentate în tabelul următor.

Tabel nr. 4.1.2.1 - 1 Producția, consumul, importul și exportul de energie electrică, 2009-2011

Nr. crt

Specificație

UM

2009

2010

2011

1

Energie electrică produsă

TWh

56,69

59,14

60,39

2

Energie electrică livrată

TWh

52,40

54,94

55,64

3

Import

TWh

0,68

0,94

1,04

4

Export

TWh

3,15

3,85

2,94

5

Consum intern

TWh

49,92

52,03

53,74

Sursa: Rapoarte ANRE 2011 și 2010

  • 4.1.2.2 Piața angro de energie electrică în ansamblu

Conform Raportului ANRE privind rezultatele monitorizării pieței de energie electrică în anul 2011, volumele de energie electrică tranzacționate și prețurile medii realizate pe principalele componente ale pieței angro și tipuri de contracte în anul 2011, comparativ cu anii 2009 și 2010 sunt:

Formular cod: FPM-03.01-01-02


Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 104

Tabel 4.1.2.2 - 1 Energia electrică tranzacționată și prețurile medii realizate pe principalele componente ale pieței angro

TRANZACȚII PE PIAȚA ANGRO

2009

2010

2011

1. PIAȚA CONTRACTELOR BILATERALE

volum tranzacționat (GWh)

64921

79165

87168

% din consumul intern (%)

130,0

152,2

162,2

preț mediu (lei/MWh)

161,37

161,62

173,51

1.1. Vânzare pe contracte reglementate

volum tranzacționat (GWh)

30334

28942

28021

% din consumul intern (%)

60.8

55,6

52,1

preț mediu (leiMWh)

164,44

166,35

164,29

1.2. Vânzare pe contracte negociate*

volum tranzacționat*** (GWh)

34587

50223

59147

% din consumul intern (%)

69.3

96,5

110,1

preț mediu (leiMWh)

158,68

158,89

177,88

2. EXPORT

volum** (GWh)

3154

3854

2942

% din consumul intern (%)

6,3

7,4

5,5

preț mediu (lei/MWli)

170,23

170,90

192,78

3. PIEȚE CENTRALIZATE DE CONTRACTE

volum tranzacționat (GWh)

6329

4386

5031

% din consumul intern (%)

12,7

8,4

9,4

preț mediu (leiMWh)

192,54

157,01

171,78

4. PIAȚA PENTRU ZIUA URMĂTOARE

volum tranzacționat (GWh)

6347

8696

8870

% din consumul intern (%)

12,71

16,7

16,5

preț mediu (leiMWh)

144,77

153,09

220,55

5. PIAȚA INTRAZILNICĂ

volum tranzacționat (GWh)

-

-

4,585

% din consumul intern (%)

-

-

0.009

preț mediu (leiMWh)

-

-

281,71

6. PLAȚADE ECHILIBRARE

volum tranzacționat (GWh)

3206

2965

4837

% din consumul intern (%)

6,4

5,7

9,0

volum tranzacționat la creștere (GWh)

1272

1410

3798

preț mediu de deficit (leiMWh)

243,05

237,41

296,69

volum tranzacționat la scădere (GWh)

1934

1555

1039

preț mediu de excedent (leiMWh)

74, J7

40,25

59,49

CONSUM INTERN (include cpt distribuție și transport) (GWh)

49923

52027

53736

Sursa: Raportul ANRE privind rezultatele monitorizării pieței de energie electrică în perioada 2009-2011

Evoluția relației între volumele tranzacționate pe fiecare din piețele menționate în tabelul de mai sus și consumul intern estimat în perioada 2008-2011, este prezentată în graficul următor:

Formular cod: FPM-03.01-01-02


Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 105

Conform Raportului ANRE privind rezultatele monitorizării pieței de energie electrică în luna mai 2012, volumele de energie electrică tranzacționate și prețurile medii realizate pe principalele componente ale pieței angro și tipuri de contracte în luna mai 2012, comparativ cu luna anterioară și cu luna mai 2011 sunt:

Formular cod: FPM-03.01-01-02


Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 106

Tabel nr. 4.1.2.2 - 2 Energia electrică tranzacționată și prețurile medii realizate pe principalele componente ale pieței angro - luna mai 2012

TRANZACȚII PE PIAȚA ANGRO

Aprilie

2012

Mai

2012

Mai 2011

1. PLATA CONTRACTELOR BILATERALE

voliun tranzacdonat (GWh)

6263

6527

7154

preț mediu (lei'MWli)

175.23

177.60

166.72

% din consumul intern

156.5

156.6

167.5

L.l. Vânzare pe antracte reslemeutate

volum tranzacdonat {GWhJ

1912

1872

2134

preț mediu (lei'MWhil

138.57

144,18

158.34

% din consumul intern

47.3

44.9

49.9

1.2. Vânzare pe antracte încheiate pe platforme de brokcraj*

volum tranzacdonat (GWh)

1049

1166

preț mediu Qs/MWh)

203.43

204,11

-

% din consumul intern

21.6

24.0

1.3. Vânzare pe contracte negociate’’

volum tranzacdonat {GWhJ

3302

3469

5020

preț mediu (lei'MWhil

187.51

186.67

170.28

% din consumul intern

82.5

83.7

117.5

2 . EXPORT

voliun*** (GWh)

138

85

252

preț mediu (leL'MWh)

167.99

158.21

202.15

% din consumul intern ( % )

3.5

2.0

5.9

3. PIEȚE CENTRALIZATE DE CONTRACTE

voliun tranzacdonat (G’Vh)

544

628

457

preț mediu (lei MWh)

214.94

209.83

166.92

% din consumul intern

13.6

15.1

10.7

4. PLATA PENTRU ZIUA URMĂTOARE

voliun tranzacdonat (GWh)

874

813

533

preț mediu (lei MWh)

190,73

178.86

226,46

% din consumul intern

21,8

19,5

12.5

5. PLATA INTRAZILNICĂ

volum tranzacdonat (GWh)

1.593

0.045

preț mediu (lei/MWli)****

279,33

207,73

-

% din consumul intern

0.040

0.001

6. PLATĂ DE ECHILIBRARE

voliun tranzacdonat (GWh)

355

254

386

% din consumul intern

8.9

6,1

9.0

volum tranzacdonat la creștere (GWh)

161

98

324

preț mediu de deficit Qei/MWh}

273.15

245.20

300,52

volum tranzacdonat la scădere (GWh)

194

156

62

preț mediu de excedent QeiMWh)

48,63

46.94

69,86

CONSUM INTERN fnefadr cpt diftribifrie și transport) (GfT7rj

4002

4163

4272

Sursa: Raportul ANRE privind rezultatele monitorizării pieței de energie electrică în luna mai 2012

Formular cod: FPM-03.01-01-02


Evoluția relației între volumele tranzacționate pe fiecare din piețele menționate în tabelul de mai sus și consumul intern estimat în perioada iunie 2011-mai 2012, este prezentată în graficul următor:

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 107


  • 4.1.2.3 Piața centralizată pentru contracte bilaterale

Participanți înregistrați la PCCB: 93

Referitor la funcționarea pieții - modalitatea de tranzacționare PCCB, OPCOM furnizează următoarele date relevante pentru luna iulie 2012:

  • •  Contracte tranzac ționate în luna iulie:

9

o Număr: 22

o Cantitate de energie electrica (MWh): 903.250

o Preț mediu ponderat (RON/MWh): 229,87

o Pre ț mediu ponderat (EUR/MWh): 50,15

o Valoarea tranzacțiilor (mil. RON): 207,63

o Valoarea tranzacțiilor (mil. EUR): 45,29

  • •  Contracte cu livrare în luna iulie:

o Număr: 58

o Cantitate de energie electrica (MWh0: 506.185

o Cota livrărilor pe PCCB din consumul net estimat (%): 11,76

Formular cod: FPM-03.01-01-02


o Preț mediu ponderat (RON/MWh): 212,94

o Pre ț mediu ponderat (EUR/MWh): 47,10

o Valoarea tranzacțiilor (mil. RON): 107,79

o Valoarea tranzacțiilor (mil. EUR0: 23,84

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 108

Referitor la funcționarea pieții - modalitatea de tranzacționare PCCB-NC, OPCOM furnizează următoarele date relevante pentru luna iulie 2012:

  • •  Contracte standard tranzacționate în luna iulie:

J

o Cantitate de energie electrica (MWh): 46.032

o Preț mediu ponderat (RON/MWh): 209,45

o Pre ț mediu ponderat (EUR/MWh): 46,14

o Valoarea tranzacțiilor (mil. RON): 9,64

o Valoarea tranzacțiilor (mil. EUR): 2,12

  • •  Contracte cu livrare în luna iulie:

o Cantitate de energie electrica (MWh): 34.432

o Cota livrărilor pe PCCB din consumul net estimat (%): 0,8

o Preț mediu ponderat (RON/MWh): 208,24

o Pre ț mediu ponderat (EUR/MWh): 45,91

o Valoarea tranzacțiilor (mil. RON): 7,17

o Valoarea tranzacțiilor (mil. EUR): 1,58

  • 4.1.2.4 Piața pentru Ziua Următoare (PZU)

Referitor la funcționarea PZU, OPCOM furnizează următoarele date relevante pentru luna iulie 2012:

  • •  Participanți înregistrați la PZU: 124

  • •  Număr de participanți activi [participanți/lună]: 79

  • •  Număr mediu de participanți activi [participanți/zi]: 74

  • •  Preț mediu (RON/MWh): 228,81

  • •  Pre ț mediu (EUR/MWh): 50,47

  • •  Preț mediu ponderat (RON/MWh): 232,36

  • •  Pre ț mediu ponderat (EUR/MWh0: 51,27

  • •  Volum total tranzacționat (MWh): 878.614,132

  • •  Volum mediu tranzacționat (MWh/h): 1.180,933

  • •  Cota tranzacțiilor PZU din consumul net prognozat (%): 19,55%

  • •  Valoarea tranzacțiilor (mil. RON0: 204,16

  • •  Valoarea tranzacțiilor (mil. EUR0: 45,05

In tabelul de mai jos se prezintă comparativ, evoluția PZU în luna iulie 2012 față de aceiași luna a anului 2011 și evoluția PZU în luna iulie 2012 față de luna februarie a aceluiași an.

Formular cod: FPM-03.01-01-02


Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 109

Tabel nr. 4.I.2.4. - 1 Evoluția PZU

Perioada

Volumul tranzacțiilor

[MWh]

Volumul mediu orar tranzactjonat [MWh/h]

Cota pieței [%]

Prețui mediu de închidere a pieței [RON/MWh]

Prețul mediu de închidere a pieței [EUR/MWh]

Valoarea tranzacțiilor [RON]

Valoarea tranzacțiilor [EUR]

Iulie 2011

732.466,690

984,498

17,00%

216,97

51,19

160.160.393,70

37.784.623,92

Iulie 2012

878.614,132

1.180,933

19,55%

228,81

50,46

204.156.380,64

45.048.461,57

Variație procentuală

A +19,95%

A +19,95%

A +15,00%

A +5,46%

T -1,43%

A +27,47%

A +19,22%

Perioada

Volumul tranzacțiilor [MWh]

Volumul mediu orar tranzacționat [MWh/h]

Cota pieței [%]

Prețul mediu de închidere a pieței [RCW/MWh]

Prețul mediu de închidere a pieței [EUR/MWh]

Valoarea tranzacțiilor [RON]

Valoarea tranzacțiilor [EUR]

Iunie 2012

797.085,817

1.107,064

19,45%

183,41

41,11

148.197.118,11

33.218.673,41

Iulie 2012

878.614,132

1.180,933

19,55%

228,81

50,46

204.156.380,64

45.048.461,57

Variație procentuală

A +10,23%

A +6,67%

A +0,48%

A +24,76%

A +22,75%

A +37,76%

A +35,61%

Sursa: Raport de piață lunar - OPCOM iulie 2012

  • 4.1.2.5 Piața de echilibrare

f

Energia de echilibrare efectiv livrată pe PE este prezentată în figura următoare, în evoluție pentru perioada iunie 2011 - mai 2012:

Evoluția lunari n ousi'gfei efectiv livrata pe piața de echilibrare


iKafLyi actmJar

1 Fjrbij iirnar r?pid

■ R-rhj      1.»

Figura 4.1.5 - 1 Evoluția lunară a energiei efective livrate pe PE

Formular cod: FPM-03.01-01-02


Evoluția rezervelor (servicii tehnologice de sistem, reprezentând obligații ale producătorilor de menținere la dispoziția dispecerului/ofertare pe piața de echilibrare a capacităților contractate) achiziționate/decontate de C.N. Transelectrica S.A. pentru perioada iunie 2011 - mai 2012, este prezentată în graficul următor:

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 110


  • 4.1.2.6 Piața cu amănuntul (PAM)

Referitor la funcționarea pieței cu amănuntul de energie electrică (PAM), numărul consumatorilor alimentați în regim concurențial și consumul lor structurat pe categorii de consum și furnizori sunt prezentate, la nivelul lunii mai 2012, în figura de mai jos:

Formular cod: FPM-03.01-01-02



Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 111

Sursa: Raportul ANRE privind rezultatele monitorizării pieței de energie electrică în luna august 2011

  • 4.1.3    Prețuri și tarife

  • 4.1.3.1 Piața concurențială și piața reglementată

Piața de energie electrică din România este compusă din piața reglemementată și piața concurențială, creșterea ponderii pieței concurențiale realizându-se gradat, prin asigurarea accesului pentru cât mai mulți participanți, producători, furnizori și clienți finali.

Conform legii nr. 123/2012 a energiei electrice și a gazelor naturale, calendarul propus de eliminare a tarifelor reglementate este următorul:

Tabel nr. 4.1.3.1 - 1 Calendarul propus de eliminare a tarifelor reglementate

Data de implementare

Procentul de achiziție din piața concurențială (consumatori necasnici)

(%)

Procentul de achiziție din piața concurențială (consumatori casnici)

(%)

01.09.2012

15

-

01.01.2013

30

0

01.04.2013

45

0

01.07.2013

65

10

01.09.2013

85

10

01.01.2014

100

20

01.07.2014

100

30

01.01.2015

100

40

01.07.2015

100

50

01.01.2016

100

60

01.07.2016

100

70

01.01.2017

100

80

01.07.2017

100

90

31.12.2017

100

100

Piața contractelor bilaterale reglementate

Formular cod: FPM-03.01-01-02


Componenta reglementată a pieței angro a continuat să funcționeze și în anul 2012, în scopul alimentării la tarife reglementate a consumatorilor casnici și a consumatorilor necasnici care nu au uzat de dreptul de a-și alege furnizorul, precum și pentru acoperirea pierderilor în rețele de transport și distribuție. Astfel, în mai 2012, contractele bilaterale reglementate au acoperit 44,9 % din consumul intern (au fost luate în considerare contractele tranzacționate în mai 2012, precum și contractele cu livrare în luna mai 2012).

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 112

Piața cu amănuntul reglementată

Asemănător cu piața contractelor bilaterale, și PAM a continuat să funcționeze în 2012, atât în regim reglementat cuprinzând toți consumatorii finali care au optat să continue achiziționarea de energie electrică la tarife reglementate, cât și în regim concurențial.

  • 4.1.3.2 Prețuri concurențiale

Conform Raportului privind rezultatele monitorizării pieței de energie electrică în luna mai

2012 prețurile medii înregistrate în perioada iulie 2005 -mai 2012 pe PZU și PE sunt:

Formular cod: FPM-03.01-01-02


Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 113


Prețurile medii înregistrate la nivelul anului 2011, respectiv luna mai 2012, pe piața contractelor bilaterale negociate sunt prezentate în tabelul nr. Tabel 4.1.2.2 - 1 Energia electrică tranzacționată și prețurile medii realizate pe principalele componente ale pieței angro respectiv Tabel nr. 4.1.2.2 - 2 Energia electrică tranzacționată și prețurile medii realizate pe principalele componente ale pieței angro - luna mai 2012.

La nivelul PAM, prețurile medii de vânzare la consumatorii alimentați în regim concurențial, pentru luna mai 2012, sunt prezentate în graficul următor:

Prețul media □ consumul de energie structurat pe categorii de consumatori corespunzător segmentului

concureaitijJ 11PAAI

Formular cod: FPM-03.01-01-02



Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 114

  • 4.1.3.3 Tarife reglementate

În prezent tarifele pentru energia electrică livrată consumatorilor finali captivi, tarifele medii pentru serviciile de transport și de distribuție și tariful pentru activitatea de administrare a pieței angro sunt stabilite și aprobate de ANRE, pe baza costurilor justificate ale agenților economici.

În cadrul activității de stabilire a tarifelor la consumatorii captivi, pe baza prevederilor din Metodologia de calcul necesar stabilirii prețurilor și tarifelor reglementate (aprobată prin Ordinul ANRE nr.133/2008), în anul 2012 au fost emise două ordine ANRE cu privire la tarifele reglementate pentru consumatorii care nu și-au exercitat dreptul la eligibilitate. Astfel:

  • •  Ordinul nr. 25/2012 pentru aprobarea tarifelor reglementate la energia electrică livrată de furnizorii impliciți și furnizorii de ultimă opțiune consumatorilor casnici și asimilați consumatorilor casnici

  • •  Ordinul nr. 26/2012 pentru aprobarea tarifelor reglementate la energia electrică livrată de furnizorii impliciți și furnizorii de ultimă opțiune consumatorilor captivi, alții decât cei casnici și cei asimilați consumatorilor casnici precum și a prețurilor pentru energia reactivă

Pentru consumatorii casnici și pentru cei asimilați consumatorilor casnici, tarifele sunt diferențiate pe:

  • •  nivele de tensiune: joasă tensiune (0-1 kV inclusiv), medie tensiune (1-110 kV exclusiv)

  • •  mod contorizare: contoare cu plată post consum, contoare cu preplată

  • •  zone orare: zona de zi, zona de noapte

  • •  cu sau fără abonament

Pentru consumatorii captivi, alții decât cei casnici și cei asimilați consumatorilor casnici, tarifele sunt diferențiate pe:

  • •  nivele de tensiune: înaltă tensiune (110 kV și peste), medie tensiune (1-110 kV exclusiv), joasă tensiune (0,1-1 kV inclusiv)

  • •  zone orare:

o pentru putere există: zone de vârf seară (orele 20-22 pentru lunile aprilie, mai, august și septembrie și orele 17-22 pentru restul anului), zonă rest ore (orele 22-20 pentru lunile aprilie, mai, august și septembrie și orele 22-17 pentru restul anului)

o pentru energie există: zonă de vârf (orele 7-9 și orele 20-22), zonă normală (orele 67, 9-20, 22-0) și zona de gol (orele 0-6 )

  • •  durate de utilizare: mică, medie, mare

  • •   tip tarif:

o A. Tarif binom diferențiat (pentru putere* și pentru energie)

Formular cod: FPM-03.01-01-02


o B. Tarif monom diferențiat (pentru energie)

o C.Tarif binom simplu (pentru putere* și pentru energie)

o D.Tarif monom simplu (pentru energie)

*) Puterea maximă aprobată prin avizul tehnic de racordare este de până la 100 kVA inclusiv

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 115

în cadrul activității de stabilire a tarifelor de transport, pe baza prevederilor din Metodologia de stabilire a tarifelor pentru serviciul de transport al energiei electrice, aprobată prin Ordinul ANRE nr. 60/2007, în anul 2010 este emis un ordin al ANRE cu privire la tarifele reglementate pentru transport, pentru serviciul de sistem și pentru serviciile prestate de operatorul pieței centralizate de energie (OPCOM), astfel,

Ordinul nr. 45/2010 de aprobare a tarifului mediu pentru serviciul de transport, a tarifului pentru serviciul de sistem, a tarifului pentru serviciile prestate de operatorul pieței de energie electrică participanților la piețele administrate de acesta și a tarifelor zonale aferente serviciului de transport, practicate de operatorii economici din cadrul sectorului energiei electrice. În anul 2011 acest ordin a fost modificat prin Ordinul ANRE nr. 19, noile valori ale tarifelor menționate mai sus fiind:

9

În anul 2011, a fost emis Ordinul ANRE nr. 19/2011, privind modificarea Anexei 1 al Ordinului nr. 45/2010.

Tabel nr. 4.1.3.3 - 1 Tarife pentru serviciul de transport, pentru serviciul de sistem și pentru serviciile prestate de operatorul pieței centralizate participanților la piețele administrate de acesta

U.M.

Tarif

Transelectrica SA

Tarif mediu pentru serviciul de transport al energiei electrice

lei/MWh

18,77

Tariful pentru serviciul de sistem, din care -pentru servicii funcționale de sistem

lei/MWh

10,21

1,07

OPCOM SA

Tariful pentru serviciile prestate de operatorul pieței centralizate participanților la piețele administrate de acesta

lei/MWh

0,30

în cadrul activității de stabilire a tarifelor de distribuție, pe baza prevederilor din Metodologia de stabilire a tarifelor pentru serviciul de distribuție a energiei electrice aprobată prin Ordinul ANRE nr. 39/2007 și modificată prin Ordinul ANRE nr.24/2010, în anul 2012 este emis un ordin al ANRE pentru aprobarea tarifelor specifice pentru serviciul de distribuție a energiei electrice prestat de operatorii principali de distribuție astfel,

Ordinul 24/2012 pentru aprobarea tarifelor specifice pentru serviciul de distribuție a energiei electrice prestat de operatorii principali de distribuție.

Formular cod: FPM-03.01-01-02


Tarifele specifice pentru serviciul de distribuție a energiei electrice prestat de operatorii principali de distribuție sunt structurate pe nivele de tensiune, astfel:

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 116

Tabel 4.1.3.3 - 2 Tarife specifice pentru serviciul de distribuție a energiei electrice prestat de operatorii principali de distribuție

Operator principal distribuție

Tarif specific (lei/MWh) pe nivel de tensiune

ÎT

MT

JT

Societatea Comercială ”Enel Distribuție Banat” SA

21,00

42,00

139,00

Societatea Comercială ”Enel Distribuție Dobrogea” SA

21,00

42,00

139,00

Societatea Comercială ”Enel Distribuție Muntenia” SA

10,49

31,11

136,32

Societatea Comercială ”E.ON Moldova Distribuție” SA

21,00

42,00

139,00

Societatea Comercială ”CEZ Distribuție” SA

21,00

42,00

139,00

Societatea Comercială ”Filiala de Distribuție a Energiei Electrice Electrica Distribuție Muntenia Nord” SA

18,00

42,00

139,00

Societatea Comercială ”Filiala de Distribuție a Energiei Electrice Electrica Distribuție Transilvania Nord” SA

21,00

42,00

101,42

Societatea Comercială ”Filiala de Distribuție a Energiei Electrice Electrica Distribuție Transilvania Sud” SA

21,00

41,98

123,27

  • 4.1.4   Influența schemelor de sprijin asupra prețului energiei electrice

În România se aplică în prezent două scheme de sprijin care influențează prețul energiei electrice la consumatorul final. Acestea sunt următoarele:

  • •  schema de sprijin pentru promovarea producerii energiei din surse regenerabile de energie, prin sistemul de cote obligatorii combinat cu tranzacționarea certificatelor verzi. Această schemă de sprijin se aplică pe o perioadă de 15 ani

  • •  schema de sprijin pentru promovarea cogenerării bazate pe cererea de energie termică utilă, prin bonusul acordat pentru energia electrică produsă în cogenerare de înaltă eficiență. Această schemă de sprijin se aplică în perioada 2010-2023.

Prima schemă de sprijin implică obligația furnizorilor de a achiziționa certificatele verzi de pe piața de certificate verzi și conduce la creșterea prețului energiei electrice la consumatorul final. A doua schemă de sprijin implică o contribuție pentru crearea fondului necesar pentru acordarea bonusului, ceea ce conduce de asemenea la creșterea prețului energiei electrice la consumatorul final.

  • 4.1.5   Influența EU-ETS asupra prețului energiei electrice

    Formular cod: FPM-03.01-01-02


Schema europeană de comercializare a certificatelor de emisii de gaze cu efect de seră (EU-ETS) este stabilită prin Directiva 2003/87/CE. Odată cu intrarea României în UE, a devenit obligatorie participarea la EU-ETS.

Toate instalațiile de ardere cu puterea termică mai mare de 20 MWt intră sub incidența ETS.

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 117

În cadrul ETS, un certificat de emisii de GES reprezintă dreptul de a emite o tonă de dioxid de carbon echivalent într-o perioadă definită.

Operatorul unei instalații sub incidența ETS are obligația de a returna către autoritatea competentă, în fiecare an, până la sfârșitul lunii aprilie, un număr de certificate egal cu emisiile de CO2 generate în anul precedent, verificate de către un verificator independent.

În prezent, costurile de producere a energiei electrice care stau la baza prețurilor prezentate în acest capitol, nu cuprind, decât într-o foarte mică măsură, internalizarea costurilor aferente certificatelor de emisii de CO2. În cadrul primelor două faze de funcționare ale schemei, 2007 și 2008-2012, producătorii de energie electrică au primit alocare gratuită în procent de peste 80%. Ca urmare a crizei economice, alocarea gratuită a acoperit în general emisiile generate.

Începând cu anul 2013, conform prevederilor Directivei 2009/29/CE care completează și modifică Directiva 2003/87/CE, nu va mai exista alocare gratuită pentru producerea energiei electrice. Ca urmare, producătorii vor trebui să cumpere în cadrul licitațiilor organizate la nivel UE, toate certificatele necesare. Astfel, costurile cu CO2 vor deveni importante și vor conduce la creșterea generală a costului energiei electrice atât în România, cât și în toate țările UE, iar prețurile de tranzacționare a energiei electrice vor include internalizarea costurilor aferente certificatelor de emisii de CO2 achiziționate.

EU ETS conduce la cre ș terea costului de producere a energiei electrice, cre ș tere care va deveni semnificativă începând cu anul 2013.

  • 4.1.6 Ținte de reducere a emisiilor de CO2 în perspectiva anului 2050

COM(2011) 112 final „Foaia de parcurs pentru trecerea la o economie competitivă cu emisii scăzute de dioxid de carbon până în 2050” reprezintă o foaie de parcurs cu privire la acțiunile pe care UE ar putea să le întreprindă până în 2050 pentru a reduce emisiile de gaze cu efect de seră în concordanță cu obiectivul convenit de 80-95%.

Reducerile sectoriale până în anul 2050 sunt prezentate în tabelul următor.

Tabel nr. 4.1.6 - 1 Reduceri de emisii de GES până în 2050

Formular cod: FPM-03.01-01-02

Reduceri de GES, comparativ cu 1990

2005

2030

2050

Total

-7%

între -40 si -44% ’

între -79 si -82% ’

Sectoare

Energie electrică (CO2)

-7%

între -54 și

-68% ’

între -93 și

-99% ’

Industrie (CO2)

-20%

între -34 și

-40% ’

între -83 și

-87% ’

Transporturi (inclusiv emisiile de CO2 din aviație; cu excepția emisiilor produse de transportul maritim)

+30%

între +20 și

-9%

între -54 și

-67%

Locuințe și servicii (CO2)

-12%

între -37 și

-53% ’

între -88 și

-91% ’

Agricultură (alte emisii decât cele de CO2)

-20%

între -36 și

-37% ’

între -42 și

-49% ’

Alte emisii, cu excepția emisiilor de CO2

-30%

între -72 și

-73% ’

între -70 și

-78% ’

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 118

Analiza efectuată de CE arată că sectorul energiei electrice poate elimina aproape în totalitate emisiile de CO2 până în 2050.

COM(2011) 885 final - Perspectiva energetică 2050 analizează scenarii de decarbonizare a sistemului energetic. Conform acestui document, sistemul de generare a energiei electrice trebuie să sufere modificări structurale si să atingă un nivel de decarbonizare semnificativ încă din 2030 (57-65 % în 2030 si 96-99 % în 2050). Acest lucru subliniază că este important ca tranzitia să înceapă acum si că trebuie transmise semnalele necesare pentru a reduce la minimum investitiile în bunuri care presupun emisii importante de carbon în următoarele două decenii.

Majoritatea scenariilor sugerează că preturile energiei electrice vor creste până în 2030, însă vor scădea ulterior.

  • 4.1.7   Evoluția pieței de energie electrică spre o piață europeană

Comisia Europeană are în vedere crearea unei piețe unice de energie electrică. Aceasta va permite tuturor consumatorilor să își aleagă liber furnizorii, și tuturor furnizorilor să își livreze liber produsele clienților, inclusiv peste granițe.

Piața internă a UE a fost implementată începând cu anul 1999.

Pentru formarea pieței unice au fost emise trei pachete legislative, și anume:

  • •  Primul pachet legislativ, care cuprinde Directiva 96/92/CE privind normele comune pentru piața internă de energie electrică

  • •  Al doilea pachet legislativ, care cuprinde:

o Directiva 2003/54/CE privind normele comune pentru piața internă de energie electrică și de abrogare a Directivei 96/92/CE

o Regulamentul 1228/2003/CE privind condițiile de acces la rețea pentru schimburile transfrontaliere de energie electrică

  • •  Al treilea pachet legislativ, care cuprinde:

o Directiva 2009/72/CE, privind normele comune pentru piața internă a energiei electrice, (abroga Directiva 2003/54/CE)

o Regulamentul (CE) nr. 713/2009, de instituire a Agenției pentru Cooperarea Autorităților de Reglementare din Domeniul Energiei (ACER)

Formular cod: FPM-03.01-01-02


o Regulamentul (CE) nr. 714/2009, privind condițiile de acces la rețea pentru schimburile transfrontaliere de energie electrică (și de abrogare a Regulamentului (CE) nr. 1228/2003)

Acest al treilea pachet urmărește:

  • •  creșterea independenței operatorilor rețelelor de transport

    Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

    Revizie: 0

    Pag. 119

  • •  accesul nediscriminatoriu al consumatorilor și furnizorilor la rețelele de distribuție

  • •  creșterea independenței autorității de reglementare

  • •  înființarea unui reglementator supranațional de energie (ACER), cu scopul de a supraveghea autoritățile naționale de reglementare și de a coordona/armoniza reglementările existente la nivel național

  • •  accelerarea ritmului de liberalizare a piețelor, inclusiv pentru consumatorii casnici.

Comunicarea Comisiei din 10 ianuarie 2007 „O politică energetică pentru Europa” a subliniat importanța finalizării pieței interne a energiei electrice și a creării unor condiții de concurență echitabile pentru toate întreprinderile din domeniul energiei electrice stabilite în Comunitate.

Directiva 2009/72/CE privind normele comune pentru piața internă a energiei electrice și de abrogare a Directivei 2003/54/CE stabilește norme comune pentru producerea, transportul, distribuția și furnizarea energiei electrice, precum și dispoziții privind protecția consumatorilor, în vederea îmbunătățirii și integrării piețelor de energie competitive, conectate printr-o rețea comună, în Comunitate.

Pentru a grăbi formarea pieței unice, CE a emis COM(2011) 658 final - Regulament privind orientări pentru infrastructuri energetice transeuropene și de abrogare a Deciziei nr. 1364/2006/CE urmărește integrarea completă a pieței interne a energiei, inclusiv prin garantarea faptului că nici un stat membru nu este izolat de rețeaua europeană.

Consiliul Europei a fixat anul 2014 ca termen pentru finalizarea pieței interne UE de energie electrică.

Pentru România se are în vedere într-o primă etapă participarea la o piață regională care include Bulgaria, Cehia, Slovacia și Ungaria, urmată de trecerea la piața unică europeană.

  • 4.2 Piața certificatelor de emisii de CO2

  • 4.2.1 Aspecte generale

Schema europeană de comercializare a emisiilor de gaze cu efect de seră (ETS - Emission Trading Scheme) funcționează din anul 2005 la nivelul Uniunii Europene, și din anul 2007 în România.

ETS este unul dintre cele mai importante instrumente ale UE pentru reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră.

Formular cod: FPM-03.01-01-02


În cadrul ETS, un certificat de emisii de gaze cu efect de seră corespunde unei tone de dioxid de carbon echivalent și dă dreptul beneficiarului acestui certificat să emită o tonă de dioxid de carbon echivalent.

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 1 20

Baza legală pentru ETS este constituită de Directiva 2003/87/CE de stabilire a unui sistem de comercializare a cotelor de emisie de gaze cu efect de seră în cadrul Comunității și de modificare a Directivei 96/61/CE a Consiliului, cunoscută drept Directiva ETS.

Directiva 2003/87/CE a fost transpusă în România prin HG nr.780/2006.

În primele două faze ale ETS, 2005-2007 și 2008-2012, certificatele de emisii de gaze cu efect de seră au fost alocate instalațiilor în baza unor Planuri Naționale de Alocare, stabilite de Statele Membre și aprobate de CE. Instalațiile sub incidența ETS au primit certificatele de emisii cu titlu gratuit. Aceste certificate au acoperit aproape în majoritate emisiile generate.

Ca parte a pachetului legislativ Energie-Schimbări climatice adoptat în aprilie 2009, Directiva 2009/29/CE de modificare a Directivei 2003/87/CE în vederea îmbunătățirii și extinderii sistemului comunitar de comercializare a cotelor de emisie de gaze cu efect de seră consolidează și îmbunătățește ETS pentru a conferi o stabilitate pe termen mai lung a cadrului de reglementare.

Astfel, pentru faza a treia a ETS, 2013-2020, au fost introduse noi sectoare de activitate în schemă și au fost introduse noi reguli de alocare, armonizate la nivel UE.

A fost stabilit un plafon descrescător pentru numărul de certificate de emisii până în 2020 și ulterior.

Ca urmare a Foii de parcurs pentru trecerea la o economie competitivă cu emisii scăzute de dioxid de carbon până în 2050, COM(2011) 112 final, există posibilitatea reducerii în continuare a plafonului în contextul evoluțiilor ulterioare ale politicilor.

Certificatele de CO2 vor fi achiziționate în cadrul licitațiilor organizate pe platforma comună a UE.

Începând cu anul 2013, pentru producerea de energie electrică nu se va mai acorda alocare gratuită.

Există totuși două derogări tranzitorii de la regula achiziției integrale în cadrul licitațiilor:

  • •  derogare gratuită tranzitorie în baza articolului 10c al Directivei 2003/87/CE revizuite, pentru producătorii de energie electrică eligibili, existenți la data de 31.12.2008, sau având început la aceeași dată procesul fizic de realizare a investiției, cu condiția utilizării contravalorii alocării gratuite pentru modernizarea sectorului energetic. Această alocare gratuită scade treptat ajungând la zero în anul 2020.

    Formular cod: FPM-03.01-01-02


  • •  derogare gratuită tranzitorie în baza articolului 10a al Directivei 2003/87/CE revizuite, pentru celelalte instalații sub incidența ETS, cu excepția producerii de energie electrică și instalațiilor de captare, transport și stocare CO2. Această alocare gratuită scade treptat ajungând la zero în anul 2027.

    Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

    Revizie: 0

    Pag. 121

  • 4.2.2   Participanții la piața certificatelor de emisii de gaze cu efect de seră

Piața europeană a carbonului acoperă în prezent comercializarea în cele 30 de țări care participă la ETS (UE-27, Islanda, Liechtenstein și Norvegia) a certificatelor de emisii de gaze cu efect de seră și a altor unități care pot fi folosite pentru conformare în ETS.

În prezent există două categorii principale de participanți pe piața certificatelor de emisii:

  • •  cumpărătorii, în scopul conformării cu schema, care au obligația reglementară de a restitui un număr de certificate egal cu emisiile generate, în termenele stabilite legal;

  • •  intermediarii financiari, care nu au obligația de conformare.

Caracteristica actuală a ETS este participarea activă a intermediarilor financiari care facilitează tranzacționarea între instalații. Aceștia au dezvoltat produse derivate precum contractele futures, contractele de opțiuni și swap-urile, pentru a ajuta firmele participante să gestioneze riscurile.

Serviciile de intermediere prestate de firmele financiare sunt foarte importante pentru întreprinderile mici și mijlocii și pentru operatorii instalațiilor individuale care pot să nu dispună de resursele sau expertiza corespunzătoare, sau ale căror necesități de conformare sunt prea mici pentru a justifica o prezență directă continuă pe piața carbonului.

  • 4.2.3 Produsele și sistemul de tranzacționare pe piața certificatelor de emisii de gaze cu efect de seră

Produsele care se tranzacționează în prezent pe piața carbonului și care pot fi utilizate pentru conformare în ETS sunt:

  • •  certificatele de emisii de gaze cu efect de seră definite în Directiva ETS (EUA -European Union Allowance);

  • •  creditele aferente mecanismelor flexibile din Protocolul de la Kyoto, respectiv:

o reducerile de emisii certificate (Certified Emission Reductions - CER) care derivă din Mecanismul de Dezvoltare Nepoluantă (Clean Development Mechanism - CDM);

o unitățile de reducere a emisiilor (Emissions Reductions Units - ERU) din proiectele de Implementare în Comun (Joint Implementation - JI).

Toate aceste unități pot fi tranzacționate și livrate imediat (așa-numita tranzacționare pe piața la vedere - spot trade). Majoritatea tranzacțiilor o reprezintă produsele derivate bazate pe certificate și CER, cum ar fi contractele forwards, contractele futures, contractele de opțiuni și swap-urile.

Formular cod: FPM-03.01-01-02


În 2009, 75-80% din volumul total de tranzacționare era reprezentat de contracte cu instrumente derivate.

Bursele și alte platforme organizate de tranzacționare comunică în timp real participanților la piață informații anonime despre ofertele vânzătorilor și cumpărătorilor, despre tranzacții și prețurile de închidere.

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 1 22

Dintre burse putem menționa Bluenext, EEX (European Energy Exchange), ECX (European Climate Exchange) ICE, Opcom, Consus.

Tabelul următor ilustrează diversificarea pieței europene a carbonului și prezintă o imagine generală a produselor oferite de câteva burse ale carbonului:

Tabel nr. 4.2.3 - 1 Produse oferite de diverse burse ale carbonului

BURSA

ȚARA DE FUNCȚIONARE

Tip tranzacții

Spot

Futures

Forwards

Opțiuni

Licitații

EUA

CER

ERU

EUA

CER

ERU

EUA

CER

EUA

CER

ERU

ECX/ICE

Regatul Unit

Bluenext

Franța

EEX

Germania

NASDAQ

OMX

Norvegia

Climex

Țările de Jos

Pe lângă tranzacționarea bursieră sau extrabursieră prin intermediul unui broker, tranzacțiile bilaterale directe dintre două părți care se cunosc între ele sunt, de asemenea, posibile. Tranzacțiile bilaterale au în general dimensiuni mari, iar prețul lor nu este făcut public.

Începând cu anul 2013, sistemul de licitație va fi principala metodă de alocare a certificatelor în ETS UE. Ponderea licitațiilor va crește treptat, urmărindu-se aplicarea sa integrală începând cu 2027.

Regulamentul nr. 1031/2010 al Comisiei din 12 noiembrie 2010 privind calendarul, administrarea și alte aspecte ale licitării certificatelor de emisii de gaze cu efect de seră instituie un cadru de reglementare aplicabil licitațiilor pentru certificate de emisii din cea de-a treia perioadă de tranzacționare.

Certificatele de emisii vor fi oferite spre vânzare pe o platformă de licitație prin intermediul unor contracte electronice standardizate.

După fiecare licitație, veniturile obținute sunt distribuite Statelor Membre în baza unor procente fixe deja stabilite.

Până la implementarea măsurilor juridice și a mijloacelor tehnice necesare pentru livrarea certificatelor de emisii, statele membre vor scoate la licitație fie contracte futures, fie contracte forwards.

Formular cod: FPM-03.01-01-02


În temeiul noului regulament privind licitațiile, accesul la această piață primară va fi restricționat inițial la anumite categorii de participanți. Lista entităților eligibile pentru participarea la licitații va putea fi extinsă la alte categorii de participanți, pe măsură ce se vor acumula dovezile despre licitațiile din cea de-a treia perioadă de tranzacționare.

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 1 23

Piața europeană a carbonului a crescut semnificativ ca dimensiune și complexitate în primii șase ani de funcționare.

Piața EU-ETS este o piață importantă, care a avut un volum anual de 30 miliarde euro în Faza I și are un volum de 47 miliarde Euro în Faza a II-a, ceea ce reprezintă cca 20% din piața anuală europeană de energie electrică.

CITL (Registrul comunitar independent al tranzacțiilor) conține date anuale asupra emisiilor verificate independent ale tuturor instalațiilor din ETS. Nivelul de emisii al instalațiilor este unul dintre elementele care determină cererea de pe piață.

  • 4.2.4   Evoluția prețului certificatelor de emisii CO2

Evoluția prețului certificatelor de emisii CO2 este dificil de stabilit, prețul fiind influențat de o multitudine de factori, dintre care amintim:

  • •  Acorduri la nivel internațional cu privire la țintele de reducere a emisiilor de gaze cu efect de seră;

  • •  Prețul relativ al gazelor naturale comparativ cu prețul cărbunelui;

  • •  Producțiile de energie electrică din surse hidroelectrice, alte surse regenerabile și nuclearelectrice;

  • •  Cererea de energie electrică;

  • •  Evoluția economică (creștere / recesiune);

  • •  Condițiile climatice (în special pentru producătorii de energie electrică în cogenerare);

  • •  Cantitatea de certificate disponibilă pentru licitații, determinată de:

o Reducerea graduală a Plafonului UE;

o Alocarea tranzitorie gratuită pentru sectoarele supuse riscului de relocare;

o Alocarea tranzitorie gratuită în baza art.10a;

o Rezerva pentru nou intrați;

o Comportarea participanților la licitații.

Prețul CO2 (EUA) a avut o variație fluctuată pe perioada 2005-2012.

În figura următoare este prezentată evoluția prețului CO2 în perioada 2005-2009.

Formular cod: FPM-03.01-01-02


Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 124


2005 wprifipri

Sharp decrease in

emissions

UK gas prices

published

EC cuts 2nd Phase NAPs


Conform graficului din figura de mai sus, prețul CO2 a crescut în luna iulie 2005 la 30 Euro/tCO2, urmare a scăderii prețului gazelor naturale. În luna aprile 2006 se observă o scădere a prețului CO2, cauzată de publicarea emisiilor verificate pentru anul 2005, din care a rezultat o supraalocare. La nivelul lunii iulie 2007, prețul CO2 prezintă o creștere ca urmare a reducerilor efectuate de CE în Planurile Naționale de Alocare aferente fazei a doua a ETS (2008-2012). La nivelul lunii august 2008, prețul CO2 are din nou o creștere, cauzată de creșterea prețului petrolului. La finalul anului 2008 încep să se întrevadă efectele crizei financiare.

Criza economică și financiară globală este una din cauzele majore pentru care prețul CO2 a juns la nivelul a cca 7 Euro/tCO2 în perioada ianuarie - februarie 2012.

Evoluția prețului CO2 în perioada august 2010-ianuarie 2012 este prezentată în figura următoare:

Formular cod: FPM-03.01-01-02


Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 125


Așa cum rezultă din graficul de mai sus, prețul CO2 a crescut în luna aprilie 2011, după ce Germania a decis renunțarea la energia nucleară. Prețul CO2 a scăzut după luna iunie 2011, când CE a propus ținte obligatorii pentru eficiența energetică. O creștere a prețului CO2 se constată începând cu luna august 2011, odată cu creșterea prețului gazelor și energiei electrice.

Pentru menținerea prețului CO2 la un nivel care să constituie un stimulent pentru politica de reducere a emisiilor de gaze cu efect de seră promovată de CE în perspectiva 2020 - 2050, CE a lansat la 25 iulie 2012 un pachet de documente care au în vedere modificări ale Regulamentului 1031/2010 privind licitațiile, respectiv schimbarea volumului licitațiilor în timp. Documentele sunt următoarele:

  • •  SWD (2012) 234 final “Commission Staff Working Document. Information provided on the functioning of the EU Emissions Trading System, the volumes of greenhouse gas emission allowances auctioned and freely allocated and the impact on the surplus of allowances in the period up to 2020”, 25 iulie 2012

  • •  COMMISSION REGULATION (EU) amending Regulation (EU) No 1031/2010 in particular to determine the volumes of greenhouse gas emission allowances to be auctioned in 2013-2020”, draft, 25 iulie 2012

    Formular cod: FPM-03.01-01-02


  • Proposal for a DECISION OF THE EUROPEAN PARLIAMENT AND OF THE COUNCIL amending Directive 2003/87/EC clarifying provisions on the timing of auctions of greenhouse gas allowances”, draft, 25 iulie 2012

Documentele sunt supuse dezbaterii publice până la începutul lunii octombrie 2012.

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 1 26

Documentele emise de CE în data de 25 iulie 2012 au în vedere modificări ale Regulamentului 1031/2010 privind licitațiile, respectiv schimbarea volumului licitațiilor în timp.

Pentru schimbarea volumului licitațiilor în timp se au în vedere trei opțiuni privind numărul de certificate care se retrage de la licitații în perioada 2013-2015. Aceste certificate retrase sunt introduce înapoi în perioada 2016-2020.

Cele trei opțiuni se referă la numărul de certificate retrase și reintroduse (“Backloading”), astfel:

  • •  Opțiunea 1: Retragerea unui număr de 1200 milioane certificate

  • •  Opțiunea 2: Retragerea unui număr de 900 milioane certificate

  • •  Opțiunea 3: Retragerea unui număr de 400 milioane certificate

În cadrul documentelor emise de CE în data de 25 iulie 2012 nu se dau estimări privind impactul schimbării volumului licitațiilor în timp asupra evoluției prețului CO2.

Sunt date numai estimări cantitative privind reducerea surplusului existent de certificate și estimări calitative privind evoluția prețului CO2, astfel:

  • •  Opțiunea 1: oferă cel mai puternic suport pentru creșterea prețului în perioada 20132015, dar presiunea asupra prețurilor în a doua jumătate a Fazei III este scăzută;

  • •  Opțiunea 2: oferă un suport mai scăzut pentru creșterea prețului în perioada 2013-2015, iar presiunea asupra prețurilor în a doua jumătate a Fazei III este mai scăzută;

  • •  Opțiunea 3: oferă cel mai mic suport pentru prețul CO2.

  • 4.3 Piața de energie electrică la nivelul municipiului Craiova

Municipiul Craiova este alimentat cu energie electrică din rețeaua națională prin intermediul stațiilor de transformare de 110/20/6 kV care au caracter mixt.

La nivelul municipiului există două surse de producere a energiei electrice (Uzina Ișalnița și Uzina Craiova).

Evoluția cantităților de energie electrică livrată de Uzina Craiova în perioada 2007 - 2012 este următoarea:

Tabel nr. 4.3 - 1 Evoluția cantităților de energie electrică livrată din Uzina Craiova (MWh)

Formular cod: FPM-03.01-01-02

Specificație

2007

2008

2009

2010

2011

Energia electrică livrată la limita centralei, din care:

1 215 144

1 481 382

1 165 868

930 344

1 459 816

- pe piața reglementată

544 902

474 701

472 765

367 622

387 432

- pe piața contractelor bilaterale

209 766

572 528

649 578

418 498

513 087

- pe piața centralizată a contractelor bilaterale

339 758

393 867

7146

0

0

- pe piața pentru ziua următoare

72 529

72 939

113 380

142 685

473 365

- pe piața serviciilor tehnologice de sistem

-

-

-

-

- pe piața de echilibrare

67 537

75 226

73 614

58 816

104 402

Energia electrică achiziționată din SEN, în scopul onorării contractelor încheiate

19 348

107 897

150 616

57 278

18 470

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 1 27

Energia electrică este evacuată în sistemul energetic național prin rețele de înaltă tensiune aeriene (LEA 110 și 220 kV). În prezent în municipiul Craiova se află în exploatare 11 stații de transformare.

Gradul de încărcare cu sarcină a stațiilor de transformare la nivelul municipiului Craiova este în prezent de cca. 80 %, singura stație care mai are disponibil de putere fiind stația Centru.

Principalul furnizor de energie electrică din județul Craiova este S.C. CEZ Vânzare S.A., care este o companie componentă a grupului CEZ România.

Grupul CEZ este prezent pe piața românească încă din anul 2005, odată cu preluarea companiei de distributie Electrica Oltenia SA, care după procesul de transformare asigură alimentarea cu energie electrică a șapte judete: Argeș, Dolj, Gorj, Mehedinți, Olt, Vâlcea și Teleorman.

In municipiul Craiova, SC CEZ Distributie S.A. administreaza un volum de instalații, după cum urmează: 8 stații de transformare 110/20 KV, 8.18 km linii electrice subterane 110 kV, 95,5 km linii electrice aeriene 110 kV, 166 km linii electrice aeriene medie tensiune, 362 km linii electrice subterane medie tensiune, 460 km linii electrice subterane joasa tensiune, 311 km linii electrice aeriene joasă tensiune, 355 posturi de transformare în cabina zidită, 18 posturi de transformare în anvelopă metalică, 129 posturi de transformare aeriene, 25 posturi de transformare în anvelopă de beton, instalații care deservesc un număr de 119 425 consumatori.

Pentru anul 2011 S.C. CEZ Distribuție S.A. a realizat investiții pentru înlocuiri și modernizări de instalații, precum și lucrări de mentenanță.

S.C. CEZ Vânzare S.A. desfășoară următoarele activități de bază:

  • - furnizarea energiei electrice

  • - achizitia energiei electrice

  • - gestiunea energiei electrice,

  • - politici de tarifare

  • - contractarea energiei electrice livrate

  • - măsurarea și facturarea energiei electrice

  • - relațiile cu clienții.

În perioada ianuarie - decembrie 2011 cota de piață a furnizorului S.C. CEZ Vânzare S.A., către consumatorii finali a fost de cca. 8% din totalul consumului final de energie electrică, respectiv cca. 3665 GWh.

Formular cod: FPM-03.01-01-02


Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 1 28

  • 5  PIAȚA DE COMBUSTIBILI DIN ROMÂNIA

9

  • 5.1 Disponibilitatea resurselor primare pentru perioada următoare

Resursele și producțiile de energie primară

România dispune de o gamă diversificată, dar redusă cantitativ, de resurse de energie primară fosile și minerale: țiței, gaze naturale, cărbune, minereu de uraniu, precum și de un important potențial valorificabil de resurse regenerabile.

Conform datelor prezentate în „Strategia energetică a României pentru perioada 2007-2020 actualizată pentru perioada 2011-2020”, în continuare sunt prezentate datele privitoare la piața combustibililor din România.

Resurse energetice epuizabile

O evaluare corectă a posibilităților de acoperire a necesarului de resurse energetice primare în perspectivă trebuie să pornescă de la situația actuală a rezervelor certe, corelată cu estimarea realistă a resurselor potențiale și în strânsă corelație cu previziunile privind consumul de resurse determinat de cererea de energie finală. Din acest punct de vedere în momentul de față pot fi făcute următoarele estimări:

Resursele de lignit din România sunt estimate la 1.490 milioane tone din care, exploatabile în perimetrele concesionate, 445 milioane tone. În condițiile realizării unei producții anuale de circa 30 milioane tone/an, rezervele din perimetrele concesionate pot asigura continuitatea extracției pentru circa 14 ani. Dacă concesionarea terenurilor din continuarea actualelor perimetre de exploatare nu va întâmpina dificultăți majore, rezervele exploatabile vor crește cu circa 820 milioane tone, care pot asigura creșterea perioadei de exploatare cu încă 25 - 30 ani.

Formular cod: FPM-03.01-01-02


În sectorul de extracție a lignitului nivelul de intervenție a statului este „redus” fiind rezumat la acordarea de subvenții doar pentru exploatarea din subteran care va fi eliminată. Extracția la zi a lignitului este nesubvenționată. Lignitul este exploatat în perimetrele pentru care dețin licențe de exploatare SNLO (în Gorj: Roșia de Jiu, Roșiuța, cariera Lupoaia, Lupoaia-Prigoroiu, Ploștina Nord, Peșteana Nord, Peșteana Sud, Zegujani, Husnicioara Vest, Berbești -Vest, Pânga), Complexul Energetic Rovinari (cariera Pinoasa, Tismana, Rovinari, Gârla), Complexul Energetic Turceni (Jilt și Tehomir), Complexul Energetic Craiova (Ruget) dar și Asociația Mina Borod - Voivozi (la Borod) și Exploatarea Resurselor Minerale Oltenia SRL Motru - ERMO (la Lupoița).

Referitor la huilă, restrângerea perimetrelor și închiderea minelor neperformante a condus la situația în care numai circa 30% din totalul rezervelor geologice de huilă se mai regăsesc în perimetrele aflate în concesiunea CNH-SA. În prezent CNH-SA mai deține în structură 7 exploatări miniere, o exploatare de preparare a cărbunelui și o stație centrală de salvare

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 1 29

minieră. Cele 7 exploatări miniere pentru care CNH deține licențe de exploatare a huilei sunt în județul Hunedoara (Lupeni Nord, Paroșeni, Livezeni, Uricani, Petrila Nord, Vulcan și Lonea). Conform Directivei UE adoptată recent, UE permite continuarea subvenției pentru exploatarea huilei până în 2018 și condiționează acest fapt de aplicarea strictă a unui program de închidere a minelor care generează pierderi. Se poate estima că evoluția costurilor de producție, costurile suplimentare cu emisiile de CO2 și eliminarea subvențiilor pentru producție (cerută de UE) va conduce la reducerea tot mai accentuată a competitivității huilei din producție internă și deci la restrângerea semnificativă a producției. Zăcămintele din România sunt situate în condiții geo-miniere complexe, iar caracteristicile mineralogice, ce influențează calitatea se situează la limita inferioară. Din punct de vedere economic și energetic pentru producția de energie electrică, huila indigenă, fără subvenții devine sursă marginală.

Conform situației resurselor naționale de energie primară (tabelul 1) este evident că exceptând sursele energetice regenerabile, lignitul reprezintă singurul purtător intern de energie primară care din punct de vedere al resurselor, poate contribui semnificativ la asigurarea necesarului de consum pentru producerea energiei electrice în următoarele 2 - 4 decade.

Formular cod: FPM-03.01-01-02


Tabel nr. 5.1 - 1 Situația resurselor naționale de energie primară

Resurse

purtătoare de energie

primară

Rezerve

Producție anuală estimată

Perioada estimată de asigurare

Rezerve

Exploatabile concesionate

În perimetre noi

Rezerve geologice

Rezerve exploatabile concesionate2)

În perimetre noi

Mil. tone1)

Mil. tep

Mil. tone

Mil. tep

Mil. tone1)

Mil. tep

Mil. tone1)

Ani

Ani

Ani

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

Cărbune

- Huilă

755

422

105

38,8

2,5

229

*)

- Lignit

1490

276

445

82,4

1045

133

3,0

47

15

30

Țiței

74

72

4,5

14

Gaz natural1)

185

159

10,5

15

Notă: 1) exclusiv gaze naturale, exprimate în mld. m3;

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

*) depinde de evoluția reglementărilor Comisiei Europene în domeniu.

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 1 30

Tabel nr. 5.1 - 2 Estimarea rezervelor naționale de țiței și gaze naturale din România până în anul 2020

ANRM

ANUL

ȚIȚEI milioane tone

GAZE NATURALE miliarde m3

2011

60

134

2012

56

127

2013

52

120

2014

48

114

2015

45

107

2016

41

101

2017

38

95

2018

34

89

2019

31

83

2020

28

77

Premise

avute în vedere în cadrul estimării

Datorită epuizării zăcămintelor, producția de țiței poate înregistra scăderi anuale de 2 - 4%. Gradul de înlocuire a rezervelor exploatate nu va depăși 15 - 20%.

Datorită epuizării zăcămintelor, producția de gaze poate înregistra scăderi anuale de 2 - 5%.

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

Se poate trage concluzia că producția de energie primară în România bazată atât pe valorificarea rezervelor fosile de energie primară, cărbune și hidrocarburi cât și pe cele de minereu de uraniu, în cea mai optimistă situație, nu va crește în următoarele 2 - 3 decade. Rezultă faptul că acoperirea creșterii cererii de energie primară în România va fi posibilă prin creșterea utilizării surselor regenerabile de energie și prin importuri de energie primară - gaze, țiței, cărbune, combustibil nuclear. La nivelul orizontului analizat România va rămâne dependentă de importurile de energie primară. Gradul de dependență va depinde de descoperirea de noi resurse interne exploatabile, de gradul de integrare a surselor regenerabile de energie și de succesul măsurilor de creștere a eficienței energetice.

Surse energetice regenerabile

Sursele regenerabile de energie din România au un potențial teoretic important. Potențialul utilizabil al acestor surse este mult mai mic, datorită limitărilor tehnologice, eficienței economice și a restricțiilor de mediu.

Formular cod: FPM-03.01-01-02


Tabel nr. 5.1 - 3 Potențialul național al surselor regenerabile din România

Sursa de energie regenerabilă

Potențialul energetic anual

Echivalent economic energie (mii tep)

Aplicație

Energie solară

- termică

60 x 106 GJ

1433,0

Energie termică

- fotovoltaică

1200 GWh

103,2

Energie electrică

Energie eoliană

23000 GWh

1978,0

Energie electrică

Energie hidroelectrică, din care:

40000 GWh

3440,0

Energie electrică

- sub 10 MW

6000 GWh

516,0

Biomasă și biogaz

318 x 106 GJ

7597,0

Energie termică

Energie geotermală

7 x 106 GJ

167,0

Energie termică

Sursa : Planul Național de Acțiune în Domeniul Energiei din Surse Regenerabile (PNAER) - 2010


Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 131

Potrivit ultimelor evaluări, potențialul hidroenergetic tehnic amenajabil al României este de circa 32.000 GWh/an. La finele anului 2009 puterea instalată în centrale hidraulice era de 6.469 MW, energia pentru anul hidrologic mediu fiind evaluată la 17.340 GWh/an. Astfel, gradul de valorificare al potențialului tehnic amenajabil este în prezent de 54%. Harta repartizării potențialului de resurse regenerabile pe teritoriul României este prezentată în figura următoare.


Sursa: MEF - 2007

Legenda:

  • I. Delta Dunării (energie solară);

  • II. Dobrogea (energie solară și eoliană);

  • III. Moldova (câmpie si podiș - microhidro, energie eoliană și biomasă);

  • IV. Munții Carpați(IV1 - Carpații de Est; IV2 - Carpații de Sud; IV3 - Carpații de Vest ( biomasă, microhidro);

  • V. Podișul Transilvaniei (microhidro);

  • VI. Câmpia de Vest (energie geotermală);

  • VII. Subcarpații(VII1 - Subcarpații Getici; VII2 - Subcarpații de Curbură; VII3 - Subcarpații Moldovei: biomasă, microhidro);

  • VIII. Câmpia de Sud (biomasă, energie geotermală și solară).

Evoluția consumului și a producției de energie primară

Formular cod: FPM-03.01-01-02


Se remarcă faptul că în perioada 1999 - 2008 consumul de energie primară a crescut cu 8,2%, procent inferior celui de creștere a produsului intern brut în același interval de timp (23,9%).

Se înregistrează și în România începerea fenomenului de decuplare a creșterii consumului de energie de creșterea economică, fenomen care în țările dezvoltate s-a înregistrat încă din

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 1 32

perioada de după primul șoc petrolier prin creșterea eficienței energetice pe tot lanțul energetic - producție - transport - consum.

Tabel nr. 5.1 - 4 Consumul intern de energie primară (mii tep)

Anul

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

Consumul intern de energie primară, din care:

36.556

36.374

37.971

36.480

39.032

39.018

37.932

39.571

39.159

39.799

Cărbune*

6.853

7.475

8.169

8.812

9.509

9.172

8.742

9.540

10.064

9.649

Petrol și prod.petroliere**

10.235

9.808

10.804

9.371

9.088

10.092

9.163

9.840

9.658

9.719

Gaze naturale***

13.730

13.679

13.315

13.326

15.317

13.766

13.820

14.308

12.862

12.476

Lemne de foc și deșeuri agricole

2.817

2.763

2.134

2.351

2.844

3.134

3.185

3.185

3.275

3.710

Energie hidroelectrică

1.503

1.212

1.172

1.136

962

1.320

1.489

1.212

1.195

1.115

Energie nucleară

1.274

1.338

1.335

1.352

1.203

1.360

1.362

1.381

1.890

2.752

Alți combustibili

127

92

1034

115

93

93

88

87

194

352

Energie din surse neconventionale

17

7

7

17

18

81

82

18

21

26

Notă:* Cărbune = Cărbune bituminos+Alte huile+lignit+cărbune brun

**Petrol și produse petroliere = Țiței+benzină+Petroluri+Motorină+Păcură+Gaze de rafinărie + GPL+Alte produse petroliere

***Gaze naturale=gaze naturale.

Sursa: Institutul Național de Statistică, Balanța Energetică a României - colecții

Dezvoltarea economică, structura economică și măsurile de eficiență energetică reprezintă principalii factori de influență ai consumului intern de energie primară. Principala restricție este cea a caracterului limitat al resurselor interne de combustibili fosili și a tendințelor de scădere a producției interne, ceea ce conduce la creșterea dependenței țării de importurile de energie primară. Datorită rezervelor limitate de resurse de energie primară, în România producția internă de energie a rămas practic constantă la valoarea de circa 27- 28 mil. tep. Fără aportul surselor regenerabile de energie această valoare va scădea treptat în următorii ani.

Tabel nr. 5.1 - 5 Producția . de energie primară (mii tep)

Formular cod: FPM-03.01-01-02

Anul

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

Producția de energie primară, din care:

27.890

28.191

29.022

27.668

28.192

28.095

27.154

27.065

27.300

28.861

Total cărbune, din

4.644

5.601

6.239

6.117

6.536

6.193

5.793

6.477

6.858

7.011

care:

-Cărbune bituminos

68

8

8

8

6

- Alte huile

982

1.171

1.177

1.111

980

1.023

1.082

837

902

979

- Lignit

3.524

4.354

4.979

4.942

5.499

5.120

4.698

5.628

5.933

5.985

- Cărbune brun

70

68

75

56

51

50

13

12

23

47

Lemne de foc și deșeuri agricole

2.820

2.762

2.130

2.351

2.903

3.160

3.229

3.235

3.304

3.750

Țiței

6.244

6.157

6.105

5.951

5.770

5.592

5.326

4.897

4.651

4.619

Gaze naturale

11.192

10.968

10.889

10.384

10.529

10.196

9.536

9.395

9.075

8.982

Alți combustibili

125

86

1.033

115

92

92

87

82

127

240

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 1 33

Anul

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

Energie din surse neconvenționale

17

7

7

17

18

81

82

18

21

26

Energie hidroelectrică

1.574

1.272

1.284

1.381

1.141

1.421

1.739

1.580

1.370

2.339

Energie nucleară

1.274

1.338

1.335

1.352

1.203

1.360

1.362

1.381

1.894

1.894

Sursa: Institutul Național de Statistică, Balanța Energetică a României - colecții

Se pot desprinde următoarele:

  • -    Ponderea principală în producția internă o au gazele naturale. Producția de gaze naturale cunoaște însă o scădere treptată datorită declinului zăcămintelor, ponderea acesteia în total a scăzut de la 40,1% în anul 1999 la 31,2% în anul 2008;

  • -    Producția de țiței a scăzut, de asemenea, într-un ritm mai accentuat ajungând la o pondere în total de numai 16,0% în anul 2008 față de 22,4% în anul 1999. Astfel țițeiul a devenit al treilea purtător de energie în producția de energie în România, pe locul doi fiind cărbunele;

  • -     Producția de cărbune a crescut în unități fizice cât și ca pondere în producția totală; principala contribuție a avut-o creșterea producției de lignit;

  • -    Combustibilii fosili păstrează o pondere majoritară (77,2% în anul 2008) în producția de energie primară;

  • -    Lemnele de foc și deșeurile agricole dețin o pondere importantă în producția internă de energie. Acest lucru reliefează importanța dezvoltării tehnologiilor moderne de obținere și utilizare a biomasei pentru producerea de energie (preponderent termică).

Având în vedere costurile ridicate de valorificare a surselor regenerabile este puțin probabil că pe termen mediu creșterea consumului de energie primară și scăderea producției interne să poată fi acoperită integral din surse regenerabile, ceea ce va conduce la creșterea importurilor.

  • 5.2  Prețuri curente și de perspectivă

  • 5.2.1   Evoluția prețului lignitului autohton

Lignitul exploatat în România nu face obiectul comerțului internațional cu această resursă, prețul acestuia fiind determinat numai de condițiile interne și de strategia privind evoluția acestui sector.

Formular cod: FPM-03.01-01-02


Se au în vedere două evoluții ale prețului lignitului:

  • ■  o evoluție minimă, rezultată din analiza factorilor de specialitate privind posibilitățile de eficientizare a producției;

  • ■  o evoluție maximă, în care se mențin condițiile actuale de producție.

    Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

    Revizie: 0

    Pag. 134

Ipoteza prețului minim are în vedere următoarele măsuri pe termen scurt (2011 - 2012) și termen mediu (2013 - 2015) în vederea reducerii costurilor:

  • -  Majorarea productivității în activitatea din cariere cu 30%;

  • -  Externalizarea unor activități cu cheltuieli mai mari decât veniturile generate;

  • -  Optimizarea activităților în cariere și excavarea selectivă pentru creșterea puterii calorifice a lignitului;

  • -  Renunțarea la extracția în subteran a lignitului.

Evoluția prețului lignitului autohton în perioada 2010 - 2035 în cele două ipoteze (minimă și maximă) considerate este următoarea:

Tabel nr. 5.2.1 - 1 Evoluția prețului lignitului autohton în perioada 2010 - 2035

Lignit autohton

UM

2010

2015

2020

2025

2030

2035

Ritm mediu

(%)

Ipoteza - Min.

€/GJ

1,64

1,58

1,51

1,625

1,755

1,885

0,56

Ipoteza - Max.

€/GJ

1,83

2,08

2,36

2,68

2,89

3,1

2,13

Ipoteza - Min.

lei/t

54,00

52,01

49,71

53,50

57,77

62,05

Ipoteza - Max.

lei/t

60,24

68,47

77,69

88,23

95,14

102,05

  • 5.2.2 Scenarii de evoluție a prețului cărbunelui energetic pe piața externă

Se are în vedere:

  • -  cărbunele energetic cu putere calorifică medie 5.500 kcal/kg (23.000 kJ/kg, 1 kcal=4,186 kJ);

  • -  evaluarea INCE - august 2010 privind prețul pe piața externă în anii 2010 și 2020.

Evoluția prețului cărbunelui energetic pe piața externă în perioada 2010 - 2035 în două ipoteze de evoluție.

Tabel nr. 5.2.2 - 1 Evoluția prețului cărbunelui energetic pe piața externă în perioada 2010 - 2035

Cărbune energetic din import

UM

2010

2015

2020

2025

2030

2035

Ritm mediu 2010 - 2035 (%)

Ipoteza - Min.

€/GJ

3,18

3,67

4,24

4,65

5,11

5,62

2,30

Ipoteza - Max.

€/GJ

3,18

3,98

5,00

5,38

5,80

6,25

2,74

Ipoteza - Min.

€/t

73

85

98

107

118

129

2,30

Ipoteza - Max.

€/t

73

92

115

124

134

144

2,74


Formular cod: FPM-03.01-01-02


După anul 2020 s-a considerat o reducere a ritmului creșterii prețului cărbunelui având în vedere creșterea ponderii utilizării resurselor energetice regenerabile cât și dezvoltarea

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 1 35

capacităților de captare și stocare a CO2 corelat cu restricțiile din ce în ce mai dure privind mediul.

  • 5.2.3   Prețuri și tarife pentru gazele naturale

În conformitate cu prevederile Legii gazelor nr. 351/2004 cu modificările și completările ulterioare, ANRE elaborează, aprobă și aplică criterii și metode pentru aprobarea prețurilor și pentru stabilirea tarifelor reglementate în sectorul gazelor naturale, incluzând tarifele pentru transport și distribuție.

Mecanismele de calcul al prețurilor și al tarifelor reglementate sunt:

  • •  de tipul „revenue-cap” pentru activitățile reglementate de înmagazinare subterană și de

transport                și

  • •  de tip „price-cap” pentru activitățile reglementate de distribuție și de furnizare.

Sistemul tarifar pentru activitatea de transport cuprinde un set de tarife de tipul revenue-cap prin care este stabilit un venit reglementat total care acoperă costurile totale aferente unui an al perioadei de reglementare.

În tabelul de mai jos se prezintă tarifele pentru prestarea serviciilor de transport gaze naturale valabile pentru anul 2010-2011:

Tabel nr. 5.2.3 - 1 Tarifele pentru prestarea serviciilor de transport gaze naturale

Denumire servicii de transport

Componenta

fixă (lei/MWh)

Componenta volumetrică (lei/MWh)

Actul normativ care atestă valabilitatea tarifelor

Servicii ferme

0,22

7,50

Ordinul ANRE nr.18/24.06.2010

Servicii întreruptibile

0,17

7,50

Ordinul ANRE nr.18/24.06.2010

Sistemul tarifar pentru activitatea de distribuție cuprinde tarife diferențiate pe categorii de consumatori. Tarifele de distribuție sunt de tip monom și acoperă costurile fixe și variabile legate de realizarea activității de distribuție. Tarifele de distribuție se aplică la cantitățile de gaze naturale distribuite.

Prețurile finale reglementate pentru furnizarea gazelor naturale în regim reglementat se stabilesc pentru fiecare furnizor în parte, funcție de categoria de consumatori (casnici și non-canici), de locul de alimentare și de nivelul de consum.

Astfel, consumatorii (casnici și non-casnici) conectați la sistemul de transport sunt structurați funcție de următoarele nivele de consum:

Formular cod: FPM-03.01-01-02


De la 1 iulie 2011, prin Ordinul nr. 29/iunie 2011, ANRE a aprobat:

creșterea în medie cu circa 10% a prețurilor finale reglementate aferente consumatorilor non-casnici, cu excepția producătorilor de energie termică, pentru cantitatea de gaze naturale utilizată la producerea de energie termică în centralele de cogenerare și în centralele termice care este destinată consumului populației

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 1 36

  • •  menținerea la nivelul actual al prețurilor finale reglementate aferente consumatorilor casnici și producătorilor de energie termică, numai pentru cantitatea de gaze naturale utilizată la producerea de energie termică, în centralele de cogenerare și în centralele termice, destinată consumului populației.

Modificarea prețului la consumatorii non - casnici a fost motivată de:

  • •  creșterea prețului gazului din import de la 290 USD/1000 m3, preț luat în calcul la ultima modificare a prețurilor (1 iulie 2009), la 460 USD/1000 m3 (43,60 USD/MWh) în prezent

  • •  modificarea structurii amestecului de gaze care intră în componența costului unitar al gazului (CUG) **), astfel:

o CUG-ul destinat consumatorilor non-casnici va fi calculat pe baza unei structuri a amestecului ce va conține 71% gaz din producția internă și 29% gaz provenit din import

o CUG-ul destinat consumatorilor casnici va fi calculat pe baza unei structuri a amestecului ce va contine89% gaz din producția internă și 11% gaz din import

  • •  asigurarea constituirii stocurilor de gaze naturale, astfel încât să se realizeze siguranța și continuitatea în furnizarea gazelor naturale la toți consumatorii în iarna 2011-2012.

**)Potrivit art.1 din OUG nr.53/17.06.2011, începând cu data de 1 iulie 2011, pentru consumatorii casnici și producătorii de energie termică (numai pentru cantitatea de gaze naturale utilizată la producerea de energie termică în centralele de cogenerare și în centralele termice, destinată consumului populației) furnizarea gazelor naturale se realizează în condițiile stabilirii pentru o perioadă de 9 luni a unei structuri de amestec import intern, în care ponderea cantităților de gaze naturale din import în amestecul lunar de gaze naturale să fie stabilită astfel încât pentru consumatorii menționați mai sus, în perioada respectivă, prețurile finale reglementate să rămână constante.

Pentru trimestrul al III-lea al anului 2011, ANRE a considerat un preț al gazelor naturale din producția internă de 45,71 lei/MWh, nemodificat față de anul 2009.

De la 1 octombrie 2011, prin Ordinul nr. 37/septembrie 2011, ANRE a aprobat:

  • •  majorarea prețului gazelor naturale pentru consumatorii non-casnici (industriali); prețul gazelor pentru populație și pentru termocentrale s-a menținut la nivelul celui din iulie 2011

Această modificare se datorează:

Formular cod: FPM-03.01-01-02


  • •  creșterii prețului gazului din import la 495 USD/1000 m3, de la 460 USD/1000 m3 cât era în iulie

  • •  majorării consumului în lunile octombrie-decembrie față de perioada iulie-septembrie, ceea ce implică asigurarea necesarului de consum cu gaze din import sau din depozitele de înmagazinare subternă

    Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

    Revizie: 0

    Pag. 1 37

modificării structurilor amestecului de gaze care intră în componența costului unitar al gazului pentru trimestrul IV. Amestecul de gaze pentru companii va conține 70% gaz din producția internă și 30% gaz provenit din import, față de 77% gaz din producția internă și 23% gaz provenit din import cât a fost luat în calcul în luna iulie.

În tabelele de mai jos se prezintă prețurile finale reglementate, valabile de la 1 octombrie 2011, pentru furnizarea gazelor naturale în regim reglementat realizată de principalii actori de pe piață:

Tabel nr. 5.2.3 - 2 Prețurile finale reglementate pentru consumatori casnici și producătorii de energie termică, numai pentru cantitatea de gaze naturale utilizată la producerea de energie termică, destinată consumului populației - lei/MWh

SC GDF SUEZ ENERGY ROMANIA-SA

SC DISTRIGAZ VEST-SA

SC EON ENERGIE ROMÂNIA-SA

A.Cosumatori conectați direct la sistemul de transport

A1.Consum anual până la 1.162,78 MWh

74,87

68,58

74,18

A2.Consum anual între 1.162,79 MWh și 11.627,78 MWh

73,82

0

73,96

A3.Consum anual între 11.627,79 MWh și 116.277,79 MWh

73,36

0

73,78

A4.Consum anual între 116.277,80 MWh și 1.162.777,87 MWh

0

0

0

A5.Consum anual peste 1.162.777,87 MWh

0

0

0

B.Cosumatori conectați direct la sistemul de distribuție

B1 .Consum anual până la 23,25 MWh

96,48

100,73

96,20

B2.Consum anual între 23,26 MWh și 116,28 MWh

96,31

99,40

93,24

B3.Consum anual între 116,29 MWh și 1.162, 78 MWh

94,33

98,24

92,64

B4.Consum anual între 1.162,79 MWh și 11.627,78 MWh

93,28

95,81

92,11

B5.Consum anual între 11.627,79 MWh și 116.277,79 MWh

91,80

0

91,42

B6.Consum anual peste 116.277,79 MWh

90,39

0

89,83

Tabel nr. 5.2.3 - 3 Prețurile finale reglementate pentru consumatori non-casnici - lei/MWh

Formular cod: FPM-03.01-01-02

SC GDF SUEZ ENERGY ROMÂNIA-SA

SC DISTRIGAZ VEST-SA

SC EON ENERGIE ROMÂNIA-SA

A.Cosumatori conectați direct la sistemul de transport

A1.Consum anual până la 1.162,78 MWh

92,78

86,49

92,09

A2.Consum anual între 1.162,79 MWh și 11.627,78 MWh

91,73

0

91,87

A3.Consum anual între 11.627,79 MWh și 116.277,79 MWh

91,27

0

91,69

A4.Consum anual între 116.277,80 MWh și 1.162.777,87 MWh

0

0

0

A5.Consum anual peste 1.162.777,87 MWh

0

0

0

B.Cosumatori conectați direct la sistemul de distribuție

B1 .Consum anual până la 23,25 MWh

114,39

118,64

114,11

B2.Consum anual între 23,26 MWh și 116,28 MWh

114,22

117,31

111,15

B3.Consum anual între 116,29 MWh și 1.162, 78 MWh

112,24

116,15

110,55

B4.Consum anual între 1.162,79 MWh și

111,19

113,72

110,02

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 1 38

SC GDF SUEZ ENERGY ROMÂNIA-SA

SC DISTRIGAZ VEST-SA

SC EON ENERGIE ROMÂNIA-SA

11.627,78 MWh

B5.Consum anual între 11.627,79 MWh și 116.277,79 MWh

109,71

0

109,33

B6.Consum anual peste 116.277,79 MWh

108,30

0

107,74

Piața internă a gazelor naturale este formată din:

  • •  Segmentul concurențial

  • •  Segmentul reglementat

Activitățile aferente segmentului reglementat cuprind: furnizarea gazelor naturale la preț reglementat și în baza contractelor-cadru către consumatori, administrarea contractelor comerciale și de echilibrare contractuală a pieței interne, transportul gazelor naturale, înmagazinarea subterană a gazelor naturale, distribuția gazelor naturale, tranzitul gazelor naturale - cu excepția tranzitului desfășurat prin conducte magistrale dedicate (tranzitul prin conductele magistrale dedicate se supune regimului stabilit prin acordurile internaționale în baza cărora acestea au fost realizate).

În vederea asigurării unui cadru organizat privind alocarea în regim echitabil și nediscriminatoriu a gazelor naturale din producția internă și din import a fost înființat și funcționează Operatorul de Piață, organizat în cadrul Dispeceratului National de Gaze Naturale București, din structura Transgaz S.A. Mediaș.

Piața gazelor naturale din România a fost deschisă gradual începând cu anul 2001, de la 10% din consumul total, ajungându-se în ianuarie 2007 la 100% pentru consumatorii industriali. Pentru consumatorii reziden ț iali pia ț a de gaze naturale a fost liberalizat ă în iulie 2007, în prezent gradul de deschidere al pieței naționale de gaze naturale fiind de 100%, conform prevederilor Directivei 2003/55/EC.

În vederea asigurării necesarului de consum al tuturor categoriilor de consumatori și eliminării disfuncționalităților, a fost elaborat proiectul de lege care transpune Directiva 2004/67/CE privind măsurile de garantare a securității aprovizionării cu gaze naturale. Consumatorul intreruptibil contribuie decisiv la menținerea funcționării în deplină siguranță a Sistemului Național de Transport gaze naturale și a sistemelor de distribuție, prin acceptarea de către acesta a reducerii consumului, până la oprire, în scopul asigurării protecției aprovizionării consumatorilor casnici.

Formular cod: FPM-03.01-01-02


Rezervele de gaze naturale sunt de asemenea limitate și sunt estimate la circa 170 miliarde m3, iar în condițiile declinului producției interne se asigură continuitatea exploatării acestor resurse interne doar pentru încă circa 15 ani.

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 1 39

Pe piața internațională prețul gazelor naturale este indexat față de prețul țițeiului, urmărind evoluția și variațiile acestuia.

Pe baza unor documentații elaborate de organisme internaționale s-a stabilit un scenariu de evoluție probabilă a prețului țițeiului în perspectivă. Astfel în septembrie 2011 US- EIA-Information Administration a publicat International Energy Outlook 2011, în care se prezintă următorul scenariu de referință a evoluției probabile a prețului țițeiului în următoarele două decade :

Tabel nr. 5.2.3 - 4 Evoluția prețului țițeiului în perioada 2010 - 2035

2009

2015

2020

2025

2030

2035

Observații

Scenariul de referință [$2009/baril]

62

95

108

118

123

125

  • -  se mențin actualele tendințe de acces pe piață;

  • - se menține ponderea OPEC pe piață.

Ritm mediu anual de creștere

5,2%/an

1,0 %/an

- crește ponderea consumului transportului

2,7%

Scenariile de evoluție a prețului gazului natural au plecat de la valorile maxime și minime estimate pentru finele anului 2010, aplicându-se indicii de creștere pentru perioada 2010 - 2035 pentru țiței, conform scenariului de referință.

Rezultă următoarele evoluții pentru prețul gazelor naturale din import în perioada 2010 - 2035, în cele două scenarii.

Formular cod: FPM-03.01-01-02


Tabel nr. 5.2.3 - 5 Evoluții pentru prețul gazelor naturale din import în perioada 2010 - 2035

Gaze naturale din import

UM

2010

2015

2020

2025

2030

2035

Ritm mediu 2010 - 2035 (%)

Ipoteza - Min.

€/GJ

6,77

8,04

9,14

10,00

11,40

10,60

Ipoteza - Max

€/GJ

7,69

9,13

10,38

11,35

11,83

12,01

Ipoteza - Min.

€/1000 m3

255

303

344

377

392

400

1,8

Ipoteza - Max

€/1000 m3

290

344

390

428

446

453

1,8


Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 140

  • 6 MĂSURI DE EFICIENTIZARE A FUNCȚIONĂRII SISTEMULUI INTEGRAT DE TERMOFICARE

    • 6.1 Principii avute în vedere

  • •  Creșterea eficienței energetice la nivelul tehnologiilor de ultimă generație

  • •  Maximizarea producerii în cogenerare de înaltă eficiență a necesarului de energie termică în vederea obținerii unei eficiențe globale și beneficierii de schema de sprijin de tip bonus de cogenerare

  • •  Oportunitatea oferită de Planul Național de Investiții al MECMA pentru perioada 20132020 privind susținerea financiară a investițiilor

  • •  Investițiile necesare și/sau aflate în curs de derulare în cadrul S.E. Craiova în scopul conformării la cerințele privind protecția mediului

  • •  Necesitatea diminuării emisiilor de CO2 în vederea minimizării cheltuielilor cu achiziția certificatelor de CO2 și implicit a costurilor de producție.

  • 6.2 Programul de investiții pentru orizontul de timp 2012+2021

Programul de investiții identificate ca fiind necesare la nivelul sistemului centralizat pentru orizontul de timp 2012+2021 (următorii 10 ani) atât în scopul creșterii eficienței energetice, cât și pentru conformarea la prevederile legislației în domeniul protecției mediului, cuprinde următoarele lucrări:

Tabel nr. 6.2 - 1 Lucrări de investiții la nivelul sistemului centralizat, identificate pentru orizontul de timp 2012-2021

Formular cod: FPM-03.01-01-02

Nr. crt.

Investiții la nivelul Uzinei Craiova - 2012 + 2021

Total valoare

Denumire investiție

mii lei

mii Euro

1

Marirea stabilitatii depozitului de zgura și cenușă Valea Mănăstirii folosind tehnologia de preparare a fluidului autoîntăritor de zgură și cenușă de electrofiltru , Uzina Craiova - supraînalțare compartiment 3

127.932,83

28.429,52

2

Instalație comuna de desulfurare gaze de ardere la blocurile 1 si 2

219.304,50

48.734,33

3

Reducerea emisiilor de NOx la Blocurile 1 și 2

49.600,00

11.022,22

4

Capacitate de productie în cogenerare de minim 200 MW pe gaz, cu tehnologii moderne

810.000,00

180.000,00

5

Modernizare linie acționare MVC 75 t/h

12.239,00

2.719,78

6

Alimentare cu gaze naturale și instalatii de ardere a cazanelor etapei CT

13.400,00

2.977,78

7

Modernizarea termoficarii urbane în vederea încadrării în cerințele consumatorilor

580,00

128,89

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 141

Nr. crt.

Investiții la nivelul Uzinei Craiova - 2012 ■? 2021

Total valoare

Denumire investiție

mii lei

mii Euro

8

Montare convertizoare de frecvență la pompele de termoficare urbană

1.000,00

222,22

9

Cresterea eficientei grupurilor de cogenerare prin utilizarea optima a aburului din prizele turbinei

215,00

47,78

10

Înlocuire sistem actual cu conducte preizolate la sistemul de termoficare urban

40.000,00

8.888,89

11

Modernizare sisteme functionale la turnurile de racire (înlocuire sistem umplutură)

8.500,00

1.888,89

12

Modernizare electropompe circulație cu debit variabil bloc 1 și 2

10.100,00

2.244,44

TOTAL 1

1.292.871,33

287.304,74

Nr.

Investiții la nivelul sistemului de distribuție, punctelor termice și centralelor termice de cvartal - 2012 ■? 2021

Total valoare

Crt.

Denumire investiție

mii lei

mii Euro

1

Refacere hidroizolatii terase

182,10

40,47

2

Reabilitare retele termice secundare - 10 km

1.400,00

311,11

3

Reabilitare retele termice secundare - 11 km

1.450,00

322,22

4

Reabilitare retele termice secundare - 12 km

1.500,00

333,33

5

Modernizarea punctelor termice din municipiul Craiova,

  • - etapa a III-a (43 PT)

  • - etapa a IV-a (51 PT)

128.625,76

28.583,50

6

Modernizare sistem centralizat de distribuție a energiei termice la consumatorii finali din municipiul Craiova, județul Dolj

295.932,13

65.762,70

TOTAL 2

429.089,99

95.353,33

TOTAL 1 + 2

1.721.961,32

382.658,07

După cum se poate observa, volumul estimat al acestor proiecte de investiții prevăzute pentru a fi derulate în perioada 2012-2021, se ridică la o valoare totală de cca. 1.721.961 mii lei (cca. 382.658 mii Euro).

Suplimentar față de proiectele de investiții prezentate, mai trebuie avute în vedere următoarele:

Proiectul de reabilitare termică a blocurilor de locuințe - un proiect de importanță majoră, întrucât influențează în mod semnificativ tot lanțul energetic în cadrul sistemului centralizat:

Proiectul va fi derulat de către Primăria municipiului Craiova, în colaborare cu asociațiile de proprietari și va cuprinde măsuri de eficientizare la nivelul consumatorilor finali:

Formular cod: FPM-03.01-01-02


  • - Reabilitarea termică a anvelopei blocurilor de locuințe

  • - Înlocuirea suprafețelor vitrate existente cu geamuri termopan

  • - Contorizarea energiei termice la nivel de apartament, combinată cu implementarea sistemului de distribuție a apei calde pe orizontală

    Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

    Revizie: 0

    Pag. 142

- Reabilitarea instalațiilor termice din subsolurile blocurilor, etc.

Primăria municipiului Craiova nu și-a definitivat încă programul referitor la derularea acestui proiect, acesta fiind într-un stadiu incipient.

Până în prezent au fost reabilitate termic un număr de 7 blocuri de locuințe.

În lipsa unor date concrete privind derularea programului, în cadrul prezentei documentații se va lua în considerare ipoteza desfășurării lucrărilor de investiții pe o perioadă de 7 ani, începând cu anul 2014, perioadă în care se consideră reabilitarea tuturor celor 4021 scări de bloc racordate la SACET.

Racordarea la SACET a celor 16 CT de cvartal

În perspectiva integrării serviciului public de alimentare cu energie termică în vederea administrării de către o entitate unică, în scopul eficientizării activității în sensul creșterii gradului de încărcare a echipamentelor de cogenerare la nivelul sursei de producere, se prevede transformarea centralelor termice de cvartal în puncte termice și racordarea acestora la rețelele de transport ale SACET.

Valoarea acestui proiect de investiții se estimează a fi de cca. 10615,5 mii lei (2359 mii Euro).

  • 6.3 Estimarea necesarului de energie termică la nivelul consumatorilor racordați la sistemul centralizat din municipiul Craiova

În prezent (nivel an 2011), necesarul de energie termică al consumatorilor racordați la sistemul centralizat are următoarele valori:

Formular cod: FPM-03.01-01-02


Tabel nr. 6.3 - 2 Necesarul anual de energie termică la nivelul consumatorilor finali - nivel actual

Tip consumatori

Necesar actual de energie termică la nivelul consumatorilor finali (MWh/an)

Consumatori alimentați din rețelele de distribuție racordate la punctele termice

478.937

Consumatori alimentați din rețelele de distribuție racordate la centralele termice de cvartal

27.733

Consumatori alimentați din rețelele de distribuție racordate la centralele termice de bloc/scară

3.676

Consumatori alimentați direct din rețelele de transport racordate la sursa de cogenerare CET Craiova

162.715

Total

673.062


Tabel nr. 6.3 - 1 Necesarul orar de energie termică la nivelul consumatorilor - nivel actual

Necesar orar de energie termică la nivelul consumatorilor (MW)

Gcal/h

MW

Consumatori alimentați din rețeaua de transport (inclusiv RATF)

260

302,38

Consumatori alimentați din rețeaua de distribuție

96,141

111,812

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 143

Lucrările de reabilitare termică a blocurilor de locuințe considerate a se derula de către Primăria municipiului Craiova în perioada 2014-2020, vor avea ca efect reducerea necesarului de energie termică la nivelul consumatorilor finali de tip consumatori casnici.

De asemenea, în perspectiva integrării serviciului public de alimentare cu energie termică în vederea administrării de către o entitate unică, se prevede transformarea centralelor termice de cvartal în puncte termice și racordarea acestora la rețelele de transport ale SACET.

Prin urmare, ținând seama de cele de mai sus, necesarul de energie termică la nivelul consumatorilor va avea următoarea evoluție:

Formular cod: FPM-03.01-01-02


Formular cod: FPM-03.01-01-02


Tabel nr. 6.3 - 3 Proiecția necesarului de energie termică la nivelul consumatorilor finali

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

20222041

NECESARUL DE ENERGIE TERMICĂ AL CONSUMATORILOR ALIMENTAȚI DIN UZINA CRAIOVA

MWh

641653

641653

632705

623757

614809

605861

596913

587965

586172

584046

593365

din care:

- Necesarul de energie termică la nivelul consumatorilor finali alimentați din RD

MWh

478937

478937

469989

461041

452093

443145

434197

425249

423457

421331

430649

- consumatori casnici

MWh

447399

447399

438451

429503

420555

411607

402659

393711

391918

389793

399111

- instituții publice

MWh

21231

21231

21231

21231

21231

21231

21231

21231

21231

21231

21231

- agenți economici

MWh

10308

10308

10308

10308

10308

10308

10308

10308

10308

10308

10308

- consumatori industriali

MWh

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

- Necesarul de energie termică al consumatorilor finali alimentați direct din RT

MWh

162715

162715

162715

162715

162715

162715

162715

162715

162715

162715

162715

- consumatori casnici

MWh

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

- instituții publice (consumatori asimilați celor casnici)

MWh

51010

51010

51010

51010

51010

51010

51010

51010

51010

51010

51010

- agenți economici

MWh

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

- consumatori industriali

MWh

111705

111705

111705

111705

111705

111705

111705

111705

111705

111705

111705

NECESARUL DE ENERGIE TERMICĂ AL CONSUMATORILOR ALIMENTAȚI DIN CT DE CVARTAL           ’

MWh

27733

27733

27179

26624

26069

25515

24960

24405

16695

9318

0

TOTAL NECESAR DE ENERGIE TERMICĂ LA NIVELUL CONSUMATORILOR ALIMENTAȚI ÎN SISTEM CENTRALIZAT

MWh

669386

669386

659883

650381

640878

631375

621873

612370

602867

593365

593365

NECESARUL DE ENERGIE TERMICĂ AL CONSUMATORILOR ALIMENTAȚI DIN CT DE SCARĂ/BLOC

MWh

3676

3676

3603

3529

3456

3382

3309

3235

3162

3088

3088

TOTAL NECESAR DE ENERGIE TERMICĂ LA CONSUMATORI

MWh

673062

673062

663486

653910

644334

634758

625181

615605

606029

596453

596453



Cod document: 7499/2012-1-SO043266-B1         Revizie: 0     Pag- 144


Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 145

Necesarul de energie termică pentru încălzire la nivelul consumatorilor finali de tip consumatori casnici se va reduce cu cca. 20% ca urmare a realizării lucrărilor de reabilitare termică a blocurilor.

Necesarul total de energie termică la nivelul consumatorilor alimentați în sistem centralizat înregistrează o scădere cu 11,36% în perioada 2012-2022, ca urmare a implementării programului de reabilitare termică a blocurilor de locuințe.

În ceea ce privește necesarul de energie termică al consumatorilor alimentați din Uzina Craiova, acesta înregistrează o scădere cu cca. 11,16% datorită implementării programului de reabilitare termică a blocurilor de locuințe. Însă, prin racordarea CT de cvartal la rețeaua de transport și preluarea consumatorilor aferenți acestora de către Uzina Craiova, necesarul de energie termică al consumatorilor alimentați din Uzina Craiova va înregistra o reducere cu numai 7,53% comparativ cu necesarul actual.

Figura 6.3 - 1 Evoluția energiei termice vândute la nivelul SACET

Formular cod: FPM-03.01-01-02


Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 146

  • 6.4 Măsurile de creștere a eficienței energetice în sistemul de transport și distribuție Lucrările necesare pentru eficientizarea sistemului de transport, sistemului de distribuție și a punctelor termice, sunt prevăzute a se realiza în perioada 2012+2021, așa cum se prezintă în Anexa E.

Tabel nr. 6.4 - 1 Lucrări de investiții la nivelul sistemului de transport și distribuție

Nr. Crt.

Investiții la nivelul sistemului de transport

Total valoare (mii Euro)

Perioada de implementare

Denumire investiție

1

Modernizarea termoficării urbane în vederea încadrării în cerințele consumatorilor

128,89

2012

2

Montare convertizoare de frecvență la pompele de termoficare urbană

222,22

2013-2014

3

înlocuire sistem actual cu conducte preizolate la sistemul de termoficare urban

8.888,89

2014-2017

TOTAL 1

9.240,00

2012-2017

Nr. Crt.

Investiții la nivelul sistemului de distribuție și a punctelor termice

Total valoare (mii Euro)

Perioada de implementare

Denumire investiție

1

Refacere hidroizolații terase

40,47

2013-2015

2

Reabilitare rețele termice secundare - 10 km

311,11

2013

3

Reabilitare rețele termice secundare - 11 km

322,22

2014

4

Reabilitare rețele termice secundare - 12 km

333,33

2015

5

Modernizarea punctelor termice din municipiul Craiova,

  • - etapa a III-a (43 PT)

  • - etapa a IV-a (51 PT)

28.583,5

2015-2021

6

Modernizare sistem centralizat de distribuție a energiei termice la consumatorii finali din municipiul Craiova, județul Dolj

65.762,7

2015-2021

7

Transformarea CT de cvartal în puncte termice și racordarea la sistemul centralizat alimentat din Uzina Craiova

2.359,00

2019-2021

TOTAL 2

97.712,33

2013-2021

TOTAL 1+ 2

106.952,33

2012-2021

Ca urmare a implementării măsurilor de eficientizare prezentate se estimează obținerea următoarelor efecte:

  • - Reducerea pierderilor anuale de energie termică pe rețelele de distribuție racordate la punctele termice de la 20,8% la cca. 8%, din cantitatea intrată în rețelele de distribuție

    Formular cod: FPM-03.01-01-02


  • - Reducerea pierderilor anuale de energie termică pe rețelele de distribuție racordate la centralele termice de cvartal de la 24,83% la cca. 8%, din cantitatea intrată în rețelele de distribuție

  • - Reducerea pierderilor anuale de energie termică în punctele termice de la 2,8% la cca. 1,5%, din cantitatea intrată în punctuele termice

    Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

    Revizie: 0

    Pag. 147

  • - Reducerea pierderilor anuale de energie termică pe rețelele de transport de la 14% la cca. 7%, din cantitatea intrată în rețelele de transport

  • - Reducerea cu cca. 20% a energie electrice necesare pentru realizarea circulației agentului termic în rețelele de transport (energia de pompaj).

  • 6.5 Estimarea necesarului de energie termică la limita sursei de producere

Ca urmare a realizării măsurilor de eficientizare prezentate anterior, se estimează următoarea evoluție a necesarului de energie termică la limita surselor de producere:

Tabel nr. 6.5 - 1 Proiecția necesarului de energie termică la limita surselor de producere (MWh/an

Energia termică livrată

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2041

Energia termică livrată la limita Uzinei Craiova

911564

899922

868408

830044

793702

759250

726567

705864

694766

683462

685958

Energia termică livrată la limita CT de cvartal

36894

36894

36156

34454

32842

31314

29862

28481

19017

10366

0

Total energie termică livrată la limita surselor

948458

936816

904565

864498

826544

790564

756429

734346

713783

693828

685958

Se observă diminuarea progresivă a necesarului de energie la nivelul surselor, ca urmare a implementării măsurilor de eficientizare atât la nivelul consumatorilor finali, cât și pe sistemul de transport și distribuție, la sfârșitul perioadei de realizare a lucrărilor obținându-se un necesar de energie termică la limita sursei de producere cu 27,7% mai mic comparativ cu cel actual.

Această reducere are ca efect diminuarea consumului de combustibil în valori absolute și implicit reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră și a emisiilor de poluanți: SO2, NOx, pulberi.

Formular cod: FPM-03.01-01-02


Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 148

950,000 Ț,

900,000 -

850,000 -

800,000 -

750,000 -

700,000 -■

650,000 -

600,000 -

550,000 -

500,000 -

450,000 -

400,000 -

350,000 -

300,000 --

Evoluția energiei termice livrate la limita surselor (MWh) - Anvelopare blocuri (2014-2020) -

- Racordare CT de cvartal la SACET (2019-2021)

- Modernizare RT (2014-2017) -

- Modernizare RD si PT (2015-2021) -

cxl O

o c CM C

Z.W 1 J I 2014 on-iR

5 c c

3  b

3  C

si   C

-  0

3  c

sl   C

□ c

5 C M C

■>   C

-  C

3  C

si   C

3  T

sl   C

3  C

sl   C

- C M C

5 C M C

M O M C 5 C M C

D  T

sl   C

3  c

si   C

f  u

sl   C

3  C

sl   C

C£ m e 5 C m e

5 b c

5 c c

-  G

si   C

3  C

si   C

D  C

M  C

3  c

sl   C

r>   c

M  O

5  C

m  e

5 T D o

5 c c

-  c

1  c

3  c

sl   C

M C 0 c 5 C M C

D r 0 O

5 C M C

t   L£

■5   O

3  C

si   C

D   CJ

1  c

3  c

sl   C

D  b*  G

o  co  o

DOC \l   cxi   c

D  C

D  O

D  C

si   C

■>   C

D  T

D  C

sl   C

D v t T D C m e

1-

D

-J

■Energia termica livrata la limita Uzinei Craiova BEnergia termica livrata la limita CT de cvartal

Figura 6.3 - 2 Evoluția energiei termice livrate la limita surselor (Uzina Craiova și CT de cvartal)

  • 6.6 Măsurile de eficientizare la nivelul sursei de producere

Identificarea măsurilor de eficientizare la nivelul sursei de producere în scopul asigurării în condiții optime a necesarului de energie electrică și termică s-a realizat în baza următoarelor elemente:

  • >  Cazanele de apă fierbinte CAF3 și CAF4, precum și cele două cazane de abur industrial CR3 și CR4 mai pot funcționa numai 20 000 ore până la sfârșitul anului 2015, conform HG 440/2010.

  • >  Cazanele de apă fierbinte CAF1 și CAF2 vor trece la funcționarea pe gaze naturale. Punerea în funcțiune a acestora se va realiza la 31.12.2016

  • >  Eficiența electrică a grupurilor exitente este de cca. 26+29%, mai redusă decât a unor grupuri noi realizate în tehnologiile actuale (45-58%). Tehnologia utilizată, precum și starea tehnică actuală a grupurilor existente de cogenerare cu funcționare pe lignit vor mai permite funcționarea acestora pentru o perioadă de timp de cca. 15+20 ani.

Având în vedere necesitatea creșterii competitivității economice și ținând cont de nivelul tehnic actual al grupurilor de producție a energiei electrice și termice, este necesară implementarea unor tehnologii moderne care să asigure reducerea costurilor de producție corelat cu realizarea măsurilor de protecție a mediului înconjurător.

Formular cod: FPM-03.01-01-02


Producția de energie electrică într-un mediu concurențial, cum este cel din Comunitatea Europeană, în care competitorii dispun de echipamente și tehnologii moderne, este o perspectivă ce devine tot mai apropiată și certă pentru Sucursala Electrocentrale Craiova.

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 149

Pentru a putea fi un competitor viabil în această perspectivă, pe lângă asigurarea unei exploatări economice a instalațiilor energetice existente, S.E Craiova trebuie să realizeze dezvoltarea și modernizarea capacităților de producție. În acest sens, realizarea unui grup energetic în cogenerare performant, bazat pe tehnologii moderne de ultimă generație, existente în prezent pe plan european și mondial, este un element de bază în politica economică a S.E. Craiova.

Din aceste considerente, SE Craiova intenționează să implementeze în cadrul Uzinei Craiova o instalație nouă de cogenerare în tehnologia ciclu combinat cu turbină cu gaze, cazan recuperator de căldură și turbină cu abur, în perioada 2017-2020 și să retragă din funcțiune cazanele de apă fierbinte CAF 3 și CAF 4 precum și cazanele de abur CR1 -CR4.

Volumul investițiilor aferente acestor măsuri de eficientizare, precum și a măsurilor necesare pentru conformarea la prevederile reglementărilor privind protecția mediului, se prezintă în tabelul de mai jos:

Tabel nr. 6.6 - 1 Lucrări de investiții la nivelul sursei de producere

Nr. crt.

Investiții la nivelul Uzinei Craiova

Total valoare

Perioada de

Denumire investiție

mii Euro

implementare

1

Marirea stabilitatii depozitului de zgura și cenușă Valea Mănăstirii folosind tehnologia de preparare a fluidului autoîntăritor de zgură și cenușă de electrofiltru , Uzina Craiova - supraînalțare compartiment 3

28.429,52

2012-2021

2

Modernizare linie acționare MVC 75 t/h

2.719,78

2012

3

Instalație comuna de desulfurare gaze de ardere la blocurile 1 si 2

48.734,33

2012-2014

4

Reducerea emisiilor de NOx la Blocurile 1 și 2

11.022,22

2014-2015

5

Alimentare cu gaze naturale și instalatii de ardere a cazanelor etapei CT

2.977,78

2012-2016

6

Cresterea eficientei grupurilor de cogenerare prin utilizarea optima a aburului din prizele turbinei

47,78

2014

7

Modernizare sisteme funcționale la turnurile de răcire (înlocuire sistem umplutură)

1.888,89

2015-2016

8

Modernizare electropompe circulație cu debit variabil bloc 1 și 2

2.244,44

2013-2015

9

Capacitate de productie în cogenerare de minim 200 MW pe gaz, cu tehnologii moderne

180.000,00

2017-2020

10

Implementarea unui cazan de apă fierbinte nou de 100 Gcal/h

5.000,00

2029

TOTAL

283.064,74

2012-2029

  • 6.7 Principalele efecte scontate ca urmare a implementării măsurilor propuse

    Formular cod: FPM-03.01-01-02


Ca urmare a implementării măsurilor de eficientizare pe întregul lanț energetic „consumatori-sistem de transport și distribuție-sursa de producere” , se estimează obținerea următoarelor efecte:

- Reducerea necesarului total de energie termică la nivelul consumatorilor alimentați în sistem centralizat cu 11,36% în perioada 2012-2022, ca urmare a implementării programului de reabilitare termică a blocurilor de locuințe

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 150

  • - Reducerea pierderilor anuale de energie termică pe rețelele de distribuție racordate la punctele termice de la 20,8% la cca. 8%, din cantitatea intrată în rețelele de distribuție, ca urmare a realizării măsurilor de modernizare a rețelelor de distribuție în soluția rețele preizolate

  • - Reducerea pierderilor anuale de energie termică pe rețelele de distribuție racordate la centralele termice de cvartal de la 24,83% la cca. 8%, din cantitatea intrată în rețelele de distribuție, ca urmare a realizării măsurilor de modernizare a rețelelor de distribuție în soluția rețele preizolate

  • - Reducerea pierderilor anuale de energie termică în punctele termice de la 2,8% la cca. 1,5%, din cantitatea intrată în punctele termice, ca urmare a realizării măsurilor de modernizare a punctelor termice

  • - Reducerea pierderilor anuale de energie termică pe rețelele de transport de la 14% la cca. 7%, din cantitatea intrată în rețelele de transport, ca urmare a realizării măsurilor de modernizare a rețelelor de transport în soluția rețele preizolate

  • -  Reducerea cu cca. 20% a energie electrice necesare pentru realizarea circulației agentului termic în rețelele de transport (energia de pompaj), prin montarea de convertizoare de frecvență la pompele de termoficare urbană

  • -  Creșterea gradului de încărcare a echipamentelor de cogenerare din cadrul Uzinei Craiova prin transformarea CT de cvartal în puncte termice și racordarea la sistemul centralizat alimentat din Uzina Craiova, cu efecte pozitive asupra eficienței echipamentelor principale

  • -  Diminuarea necesarului de energie termică la limita sursei de producere cu 30,52% comparativ cu cel actual

  • -  Reducerea consumului de combustibil și implicit reducerea gazelor cu efect de seră și a emisiilor poluante

  • -  Creșterea siguranței în funcționare și a securității alimentării cu energie termică a consumatorilor din municipiul Craiova, prin diversificarea mixului energetic ca urmare a implementării unei instalații noi de cogenerare de înaltă eficiență, în tehnologia ciclu combinat gaze-abur de cca. 200 MWe

  • -  Creșterea veniturilor obținute pe piața serviciilor tehnologice de sistem, și din vânzarea energiei electrice pe piața de echilibrare, la vârf de sarcină, ca urmare a implementării ciclului combinat de cca. 200 MWe

    Formular cod: FPM-03.01-01-02


  • -  Asigurarea continuității de alimentare cu energie termică și electrică a consumatorilor și după epuizarea duratei de viață a grupurilor energetice existente, prin funcționarea ciclului combinat gaze-abur în regim de cogenerare

    Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

    Revizie: 0

    Pag. 151

  • 7 ANALIZA TEHNICO - ECONOMICĂ A MĂSURILOR DE EFICIENTIZARE PE CONTURUL INTEGRAT

    • 7.1 Metodologie

Analiza tehnico-economică comparativă a scenariilor de echipare si funcționare propuse, se realizează pe conturul sistemului integrat de producere, transport și distribuție aferent Municipiului Craiova, prin metoda Cost-Beneficiu.

Analiza Cost - Beneficiu cuprinde următoarele etape:

  • •  Determinarea producției de energie electrică și termică, a consumului anual de combustibil și a cheltuielilor anuale de exploatare;

  • •  Determinarea Fluxului de Venituri și Cheltuieli actualizate (FVC);

  • •  Determinarea indicatorilor de eficiență:

  • -  Valoarea Netă Actualizată (VNA) - care reprezintă difetența dintre Veniturile

  • -  Totale Actualizate (VTA) și Cheltuielile Totale Actualizate (CTA);

Fluxul de Venituri și Cheltuieli previzionat este determinat pe baza următoarelor elemente:

  • •   Investiții;

  • •  Cheltuieli anuale de exploatare (fără amortismentele aferente investițiilor noi); acestea reprezintă totalitatea cheltuielilor anuale de operare și mentenanță necesare pentru exploatarea în condiții de eficiență și siguranță a sistemului integrat aferent municipiului Craiova;

  • •  Venituri anuale, determinate pe baza cantităților de energie electrică, energie termică vândute și a prețurilor aferente.

Scenariul optim va fi acela pentru care se obține cea mai bună Valoare Netă Actualizată.

  • 7.2 Premise de analiză

I Se analizează comparativ două scenarii de funcționare a sistemului integrat de producere, transport și distribuție din Municipiul Craiova în scopul determinării scenariului optim de funcționare.

Cele două scenarii considerate în cadrul analizei comparative sunt:

Scenariul 1 - Implementarea unor soluții tehnice ce vor conduce la creșterea eficienței energetice a sistemului de termoficare

Formular cod: FPM-03.01-01-02


Scenariul are în vedere aplicarea măsurilor de eficientizare la nivelul sistemului integrat de termoficare

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 152

  • •   Blocurile energetice nr. 1 și 2 vor funcționa încă 15 ani după punerea în funcțiune a instalației de desulfurare (2015+2029). după care se vor retrage din exploatare

  • •  În perioada 2017+2020 se va derula investiția privind implementarea unui ciclu combinat gaze-abur. de cogenerare în cadrul Uzinei Craiova; până la retragerea din exploatare a grupurilor existente. acesta va participa la piața serviciilor tehnologice de sistem pentru asigurarea rezervei la nivelul SEN. și va livra energie electrică pentru acoperirea necesarului de putere la vârful de sarcină. De asemenea. ciclul combinat va putea funcționa în perioadele de indisponibilitate a grupurilor energetice. pentru asigurarea necesarului de energie termică în regim de cogenerare.

  • •   După retragerea din exploatare a grupurilor energetice nr. 1 și 2. sarcina termică urmează a fi asigurată în regim de cogenerare din ciclul combinat și un cazan de apă fierbinte cu funcționare pe gaze naturale. nou prevăzut pentru a intra în funcțiune în anul 2030.

Scenariul 2 - Funcționarea sistemului în configurația actuală, fără realizarea de noi investiții

9

  • •   Scenariul are în vedere funcționarea sistemului de termoficare. fără aplicarea măsurilor de eficientizare. luându-se în considerare totuși acele proiecte de investiții demarate și aflate în curs de realizare. precum și investițiile de mediu

  • •  Se vor avea în vedere de asemenea influențele pe care le va avea asupra funcționăriii SACET implementarea proiectului privind reabilitarea termică a blocurilor de locuințe. acesta fiind un proiect care se va derula la nivelul primăriei. și care vizează în principal creșterea eficienței energetice la nivelul consumatorilor finali de energie termică.

  • •   Blocurile energetice nr. 1 și 2 vor funcționa încă 15 ani după punerea în funcțiune a instalației de desulfurare (2015+2029). după care se vor retrage din exploatare.

-I- Analiza se elaborează pe conturul sistemului integrat de termoficare;

I Analiza va fi elaborată în Euro pentru a fi evitate distorsionările create de fluctuațiile cursului monedei naționale;

I    Finanțarea investiției se consideră a fi realizată din fonduri proprii ale beneficiarului;

Formular cod: FPM-03.01-01-02


I Pentru cele doua Scenarii analizate. orizontul de timp aferent elaborării analizei tehnico-economice este de 18 ani începând cu anul 2012 (până la retragerea din exploatare a grupurilor energetice existente);

I Rata de actualizare considerată în calcule este de 10%;

I Rata de schimb valutar este de 1 euro = 4.5 lei;

Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 1 53

4- Scenariul optim de funcționare va fi determinat pe baza Valorii Nete Actualizate.

  • 7.3 Prețurile de vânzare pentru energie electrică și termică

Pentru prețurile de vânzare a energiei electrice și termice utilizate în cadrul analizei financiare s-au considerat următoarele elemente, după cum urmează:

Prețul de vânzare a energiei electrice din cogenerare de înaltă eficiență

  • Pentru perioada 2012 - 2023

  • -  90% din prețul mediu ponderat înregistrat pe PZU la nivelul primelor 8 luni ale anului 2012: 46,79 euro/MWh;

  • -   majorarea anuală a prețului energiei electrice cu o serie de coeficienți de escaladare în concordanță cu Ordinul ANRE nr. 3/2010;

  • -  internalizarea costurilor suplimentare anuale determinate de achiziția drepturilor de emisii de CO2 aferente energiei electrice livrate, începând cu anul 2013.

  • Pentru perioada 2024 - 2029

  • -  100% din prețul mediu ponderat înregistrat pe PZU la nivelul primelor 8 luni ale anului 2012: 51,99 euro/MWh;

  • -   majorarea anuală a prețului energiei electrice cu o serie de coeficienți de escaladare în concordanță cu Ordinul ANRE nr. 3/2010 pe perioada de acordare a bonusului. Prețul astfel rezultat, a fost menținut constant începând cu anul 2024;

  • -  internalizarea costurilor suplimentare anuale determinate de achiziția drepturilor de emisii de CO2 aferente energiei electrice livrate.

Prețul de vânzare al energiei electrice în condensație

  • •    100% din prețul mediu ponderat înregistrat pe PZU la nivelul primelor 8 luni ale anului 2012: 51,99 euro/MWh;

  •    majorarea anuală a prețului energiei electrice cu o serie de coeficienți de escaladare în concordanță cu Ordinul ANRE nr. 3/2010 pe perioada 2012-2023. Începând cu anul 2024, acesta a fost menținut constant până la sfârșitul perioadei de analiză;

  • •    internalizarea costurilor suplimentare anuale determinate de achiziția drepturilor de emisii de CO2 aferente energiei electrice livrate.

Prețul de vânzare al energiei electrice livrate pe piața de echilibrare

Formular cod: FPM-03.01-01-02


  •    prețul mediu ponderat înregistrat la nivelul anului 2011 pe piața de echilibrare pentru reglajul secundar la creștere (în conformitate cu informațiile furnizate de Transelectrica): 70,36 euro/MWh;

    Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

    Revizie: 0

    Pag. 154

majorarea anuală cu o serie de coeficienți de escaladare în concordanță cu Ordinul ANRE nr. 3/2010 pe perioada 2012-2023. Începând cu anul 2024, acesta a fost menținut constant până la sfârșitul perioadei de analiză.

Prețul aferent puterii în rezervă destinat reglajului secundar

  •  reprezintă valoarea medie ponderată înregistrată la nivelul anului 2011 pe piața de servicii tehnologice de sistem (conform informațiilor furnizate de Transelectrica): 12,98 Euro/hMW;

  • majorarea anuală cu o serie de coeficienți de escaladare în concordanță cu Ordinul ANRE nr. 3/2010 pe perioada 2012-2023; începând cu anul 2024, acesta a fost menținut constant până la sfârșitul perioadei de analiză.

Prețul de vânzare al energiei termice în cogenerare

  •   prețul energiei termice aferent activității de producere și de transport - conform Deciziei ANRE nr.3332/2011 pentru activitatea de producere și pentru serviciul de transport energie termică: 137,41 lei/Gcal (26,26 euro/MWh);

  • •   prețul pentru livrarea energiei termice prin rețeaua de distribuție - conform Avizului ANRSC nr 3145587/2010 privind prețul și tarifele locale de distribuție a energiei termice: 92,36 lei/Gcal (17,65 euro/MWh);

  • •   prețul energiei termice aferent activității de producere, transport și distribuție considerat în analiza este de: 229,77 lei/Gcal (43,90 euro/MWh) calculat pentru un curs de schimb de 4,5 lei/euro;

  • •   majorarea anuală a prețului energiei electrice cu o serie de coeficienți de escaladare, în concordanță cu Ordinul ANRE nr. 3/2010 pentru perioada 2012 - 2023, după care, începând cu anul 2024 a fost menținut constant până la sfârșitul perioadei de analiză;

  • •   internalizarea costurilor suplimentare anuale determinate de achiziția drepturilor de emisii de CO2 aferente energiei termice livrate, începând cu anul 2013.

  • 7.4 Prețurile la combustibili

9

Prețurile luate în considerare în elaborarea analizei tehnico-economice se prezintă astfel:

  • •   Pentru combustibil lignit, s-a avut în vedere un preț de:

■   73,38 lei/t (16,31 Euro/t), inclusiv transportul la centrală, din care:

  • -   preț achiziție lignit (la Pci = 1800 kcal/kg): 55,8 lei/t (12,4 Euro/t)

    Formular cod: FPM-03.01-01-02


  • -   preț transport lignit: 17,58 lei/t (3,91 Euro/t).

  • •   Pentru combustibil (gaze naturale), s-a avut în vedere un preț de 97,13 lei/MWh la Pcs, (21,584 Euro/MWh).

    Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

    Revizie: 0

    Pag. 155

Conform calendarului stabilit de Guvernul României, prețurile reglementate vor fi eliminate treptat astfel:

  • -  De la 1 decembrie 2012 până la 1octombrie 2014 pentru consumatorii non-casnici

  • -   De la 1 iulie 2013 până la 1 octombrie 2018 pentru consumatorii casnici.

Tabel nr. 7.4 - 1 Procentul anual de creștere a prețului gazelor naturale

Anii

Procent anual de creștere

2013

18%

2014

18%

2015-2041

-

Având în vedere cele de mai sus, în cadrul analizei se consideră următoarea evoluție a prețului gazelor:

Tabel nr. 7.4 - 2 Evolutia prețului gazelor naturale pe perioada de analiză

Anii

Prețul indexat al gazelor naturale

Euro/MWh (@Pcs)

Euro/mii Sm3

2012

21,584

229,04

2013

25,470

270,26

2014

30,054

318,91

2015-2041

30,054

318,91

Pentru combustibil păcură, s-a avut în vedere un preț de:

■   2481,75 lei/t (551,5 Euro/t), inclusiv transportul la centrală, din care:

  • -  preț achiziție păcură (la Pci = 9726 kcal/kg): 2449,06 lei/t (544,24Euro/t)

  • -  preț transport păcură: 32,69 lei/t (7,26 Euro/t).

  • 7.5 Investițiile necesare în soluțiile de eficientizare analizate

J                                                            9

Scenariul 1 - Implementarea unor soluții tehnice ce vor conduce la creșterea eficienței energetice a sistemului de termoficare

Scenariul are în vedere aplicarea măsurilor de eficientizare la nivelul sistemului integrat de termoficare, după cum urmează:

Formular cod: FPM-03.01-01-02


Tabel nr. 7.5 - 1 Lucrări de investiții - Scenariul 1

Nr. crt.

Investiții la nivelul Uzinei Craiova

Total valoare

Perioada de implementare

Denumire investiție

mii Euro


Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 156


Formular cod: FPM-03.01-01-02


1

Marirea stabilitatii depozitului de zgura și cenușă Valea Mănăstirii folosind tehnologia de preparare a fluidului autoîntăritor de zgură și cenușă de electrofiltru , Uzina Craiova - supraînalțare compartiment 3

28.429,52

2012-2021

2

Modernizare linie acționare MVC 75 t/h

2.719,78

2012

3

Instalație comună de desulfurare gaze de ardere la blocurile 1 si 2

48.734,33

2012-2014

4

Reducerea emisiilor de NOx la Blocurile 1 și 2

11.022,22

2014-2015

5

Alimentare cu gaze naturale și instalatii de ardere a cazanelor etapei CT

2.977,78

2012-2016

6

Cresterea eficientei grupurilor de cogenerare prin utilizarea optima a aburului din prizele turbinei

47,78

2014

7

Modernizare sisteme funcționale la turnurile de răcire (înlocuire sistem umplutură)

1.888,89

2015-2016

8

Modernizare electropompe circulație cu debit variabil bloc 1 și 2

2.244,44

2013-2015

9

Capacitate de productie în cogenerare de minim 200 MW pe gaz, cu tehnologii moderne

180.000,00

2017-2020

10

Implementarea unui cazan de apă fierbinte nou de 100 Gcal/h

5.000,00

2029

TOTAL 1

283.064,74

2012-2029

Nr. Crt.

Investiții la nivelul sistemului de transport

Total valoare (mii Euro)

Perioada de implementare

Denumire investiție

1

Modernizarea termoficării urbane în vederea încadrării în cerințele consumatorilor

128,89

2012

2

Montare convertizoare de frecvență la pompele de termoficare urbană

222,22

2013-2014

3

Inlocuire sistem actual cu conducte preizolate la sistemul de termoficare urban

8.888,89

2014-2017

TOTAL 2

9.240,00

2012-2017

Nr. Crt.

Investiții la nivelul sistemului de distribuție și a punctelor termice

Total valoare (mii Euro)

Perioada de implementare

Denumire investiție

1

Refacere hidroizolații terase

40,47

2013-2015

2

Reabilitare rețele termice secundare - 10 km

311,11

2013

3

Reabilitare rețele termice secundare - 11 km

322,22

2014

4

Reabilitare rețele termice secundare - 12 km

333,33

2015

5

Modernizarea punctelor termice din municipiul Craiova,

  • - etapa a III-a (43 PT)

  • - etapa a IV-a (51 PT)

28.583,5

2015-2021

6

Modernizare sistem centralizat de distribuție a energiei termice la consumatorii finali din municipiul Craiova, județul Dolj

65.762,7

2015-2021

7

Transformarea CT de cvartal în puncte termice și racordarea la sistemul centralizat alimentat din Uzina Craiova

2.359,00

2019-2021

TOTAL 3

97.712,33

2013-2021

TOTAL 1 + 2 + 3

390.017,07

2012-2029


Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1

Revizie: 0

Pag. 157

Scenariul 2 - Funcționarea sistemului în configurația actuală, fără realizarea de noi investiții

9

Scenariul are în vedere funcționarea curentă a sistemului de termoficare, fără aplicarea măsurilor de eficientizare; se iau în considerare totuși acele proiecte de investiții demarate și aflate în curs de realizare, precum și investițiile pentru conformarea la cerințele privind protecția mediului.

Tabel nr. 7.5 - 2 Lucrări de investiții - Scenariul 2

Nr. crt.

Investiții la nivelul Uzinei Craiova

Total valoare

Perioada de implementare

Denumire investiție

mii Euro

1

Marirea stabilitatii depozitului de zgura și cenușă Valea Mănăstirii folosind tehnologia de preparare a fluidului autoîntăritor de zgură și cenușă de electrofiltru , Uzina Craiova - supraînalțare compartiment 3

28.429,52

2012-2021

2

Modernizare linie acționare MVC 75 t/h

2.719,78

2012

3

Instalație comună de desulfurare gaze de ardere la blocurile 1 si 2

48.734,33

2012-2014

4

Reducerea emisiilor de NOx la Blocurile 1 și 2

11.022,22

2014-2015

5

Alimentare cu gaze naturale și instalatii de ardere a cazanelor etapei CT

2.977,78

2012-2016

6

Creșterea eficientei grupurilor de cogenerare prin utilizarea optima a aburului din prizele turbinei

47,78

2014

7

Modernizare sisteme funcționale la turnurile de răcire (înlocuire sistem umplutură)

1.888,89

2015-2016

8

Modernizare electropompe circulație cu debit variabil bloc 1 și 2

2.244,44

2013-2015

TOTAL

98.064,74

2012-2029

  • 7.6 Evoluția estimată a producției de energie și a consumului de combustibil

    Formular cod: FPM-03.01-01-02


Pe baza proiecției pe perioada de analiză a necesarului de energie termică la limita surselor de producere (prezentat în Tabelul nr. 6.5-1), au fost determinate producțiile de energie electrică și termică, și consumul de energie primară, pentru fiecare dintre cele două scenarii analizate. Rezultatele obținute sunt prezentate în tabelele următoare:

Tabel nr. 7.6 - 1 Evoluția estimată a producției de energie electrică și termică - Uzina Craiova Scenariul 1


UZINA CRAIOVA

U.M.

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

20222029

20302041

Energia termica livrata la limita sursei Uzina Craiova

GWh

911,56

899,92

868,41

830,04

793,70

759,25

726,57

705,86

694,77

683,46

685,96

685,96

- produsa in cogenerare

GWh

794,57

784,43

567,72

602,93

691,84

661,81

633,32

615,27

605,60

683,46

685,96

597,92

- in grupurile 1 si 2 de 150 MWe

GWh

794,57

784,43

567,72

602,93

691,84

661,81

633,32

615,27

605,60

595,75

597,92

0

- in ciclul combinat de 200 MWe

GWh

0

0

0

0

0

0

0

0

0

87,72

88,04

597,92

- produsa in CAF pe lignit

GWh

116,99

115,5

300,69

227,11

0

0

0

0

0

0

0

0

- produsa in CR 2 x 30 t/h (2x21.2 MWt) pe pacura

GWh

0

0

0

0

101,86

0

0

0

0

0

0

0

- produsa in CAF pe gaze

GWh

0

0

0

0

0

97,44

93,25

90,50

89,17

0

0

88,04

Energia termica produsa, din care:

GWh

972,56

960,14

926,52

885,59

846,81

810,05

775,18

753,1

741,26

729,20

731,86

699,96

- in cogenerare

GWh

847,74

836,92

605,71

643,28

738,13

706,09

675,7

656,44

646,12

729,20

731,86

610,13

- in grupurile 1 si 2 de 150 MWe

GWh

847,74

836,92

605,71

643,28

738,13

706,09

675,70

656,44

646,12

635,61

637,93

0

- in ciclul combinat de 200 MWe

GWh

0

0

0

0

0

0

0

0

0

93,58

93,92

610,13

- produsa in CAF pe lignit

GWh

124,82

123,22

320,81

242,31

0

0

0

0

0

0

0

0

- produsa in CR 2 x 30 t/h (2 x 21.2 MWt) pe pacura

GWh

0

0

0

0

108,68

0

0

0

0

0

0

0

- produsa in CAF pe gaze

GWh

0

0

0

0

0

103,962

99,487

96,652

95,132

0

0

89,832

Energia electrica produsa

GWh

1640,28

1619,33

1171,97

1244,67

1428,20

1366,21

1307,33

1270,14

1250,20

1588,73

1593,55

1190,00

- in grupurile 1 si 2 de 150 MWe

GWh

1640,28

1619,33

1171,97

1244,66

1428,20

1366,20

1307,39

1270,14

1250,17

1229,83

1234,32

0

- produsa in cogenerare

GWh

381,48

376,61

272,57

289,47

332,16

317,74

304,06

295,40

290,76

286,03

287,07

0

- produsa in condensatie

GWh

1258,8

1242,72

899,40

955,19

1096,04

1048,46

1003,33

974,74

959,41

943,80

947,25

0

- in ciclul combinat de 200 MWe

GWh

0

0

0

0

0

0

0

0

0

358,91

359,23

1190,00

- produsa la varf

GWh

0

0

0

0

0

0

0

0

0

270,00

270,00

0

- produsa in cogenerare

GWh

0

0

0

0

0

0

0

0

0

88,91

89,23

579,62

- produsa in condensatie

GWh

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

610,38

Servicii interne electrice

GWh

264,65

261,27

201,96

240,54

267,00

255,41

244,42

237,45

233,72

240,68

241,53

74,64

Energia electrica livrata

GWh

1375,63

1358,06

970,01

1004,12

1161,20

1110,79

1062,98

1032,68

1016,45

1348,05

1352,02

1115,37



Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1          Revizie: 0     Pag. 158


Tabel nr. 7.6 - 2 Evoluția estimată a producției de energie electrică și termică termică - Uzina Craiova


Scenariul 2


UZINA CRAIOVA

U.M.

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

Energia termica livrata la limita sursei Uzina Craiova

GWh

911,56

913,76

902,40

890,98

879,51

867,98

856,40

844,76

833,05

821,29

823,36

825,46

- produsa in cogenerare

GWh

794,57

796,49

589,94

647,20

766,64

756,59

746,49

736,34

726,14

715,89

717,69

719,52

- produsa in CAF pe lignit

GW

116,99

117,27

312,46

243,79

0

0

0

0

0

0

0

0

- produsa in CR 2 x 30 t/h (2 x 21.2 MWt) pe pacura

GW

0

0

0

0

112,88

0

0

0

0

0

0

0

- produsa in CAF pe gaze

GW

0

0

0

0

0

111,40

109,91

108,42

106,91

105,40

105,67

105,94

Energia termica produsa, din care:

GWh

972,56

974,90

962,78

950,60

938,36

926,06

913,70

901,28

888,80

876,24

878,46

880,70

- in cogenerare

GWh

847,74

849,78

629,41

690,50

817,93

807,21

796,44

785,61

774,73

763,79

765,72

767,67

- produsa in CAF pe lignit

GWh

124,82

125,12

333,37

260,10

0

0

0

0

0

0

0

0

- produsa in CR 2 x 30 t/h (2 x 21.2 MWt) pe pacura

GWh

0

0

0

0

120,43

0

0

0

0

0

0

0

- produsa in CAF pe gaze

GWh

0

0

0

0

0

118,85

117,26

115,67

114,07

112,46

112,74

113,03

Energia electrica produsa

GWh

1640,28

1644,23

1217,84

1336,04

1582,60

1561,86

1541,01

1520,063

1499,00

1477,84

1481,57

1485,34

- in grupurile 1 si 2 de 150 MWe

GWh

1640,28

1644,23

1217,84

1336,04

1582,60

1561,86

1541,01

1520,06

1499,00

1477,84

1481,57

1485,34

- produsa in cogenerare

GWh

381,48

382,40

283,24

310,73

368,07

363,25

358,40

353,53

348,63

343,70

344,57

345,45

- produsa in condensatie

GWh

1258,79

1261,82

934,60

1025,31

1214,53

1198,61

1182,62

1166,54

1150,38

1134,13

1137,00

1139,89

Servicii interne electrice

GWh

264,65

265,29

209,86

260,44

298,08

294,17

290,24

286,30

282,33

278,34

279,05

279,76

Energia electrica livrata

GWh

1375,63

1378,94

1007,97

1075,60

1284,53

1267,69

1250,77

1233,77

1216,67

1199,49

1202,52

1205,58



Cod document: 7499/2012-1-S0043266-B1         Revizie: 0     Pag- 159


Tabel nr. 7.6 - 2(continuare) Evoluția estimată a producției de energie electrică și termică - Uzina Craiova

Scenariul 2


UZINA CRAIOVA

U.M.

2024

2025

2026

2027

2028

2029

Energia termica livrata la limita sursei Uzina Craiova

GWh

827,579

829,722

831,887

834,076

836,288

838,525

- produsa in cogenerare

GWh

721,368

723,236

725,123

727,031

728,959

730,909

- produsa in CAF pe lignit

GW

0

0

0

0

0

0

- produsa in CR 2 x 30 t/h (2 x 21.2 MWt) pe pacura

GW

0

0

0

0

0

0

- produsa in CAF pe gaze

GW

106,211

106,486

106,764

107,045

107,329

107,616

Energia termica produsa, din care:

GWh

882,956

885,241

887,551

889,886

892,247

894,634

- in cogenerare

GWh

769,638

771,630

773,643

775,679

777,737

779,817

- produsa in CAF pe lignit

GWh

0

0

0

0

0

0

- produsa in CR 2 x 30 t/h (2 x 21.2 MWt) pe pacura

GWh

0

0

0

0

0

0

- produsa in CAF pe gaze

GWh

113,318

113,611

113,908

114,208

114,511

114,817

Energia electrica produsa

GWh

1489,155

1493,010

1496,906

1500,845

1504,826

1508,851

- in grupurile 1 si 2 de 150 MWe

GWh

1489,155

1493,010

1496,906

1500,845

1504,826

1508,851

- produsa in cogenerare

GWh

346,337

347,233

348,140

349,055

349,981

350,918