Hotărârea nr. 906/2019

privind aprobarea Studiului de fezabilitate, Analizei Cost-Beneficiu și indicatorilor tehnico-economici revizuiți pentru proiectul ”Reabilitarea sistemului de termoficare urbană la nivelul Municipiului Oradea pentru perioada 2009-2028 în scopul conformării la legislația de mediu și creșterii eficienței energetice - Etapa III” revizia III, propus spre finanțare în cadrul Programului Operațional Infrastructură Mare

ROMÂNIA

JUDEȚUL BIHOR

MUNICIPIUL ORADEA

CONSILIUL LOCAL

H O T Ă R Â R E

privind aprobarea Studiului de fezabilitate, Analizei Cost-Beneficiu și indicatorilor tehnico-economici revizuiți pentru proiectul "Reabilitarea sistemului de termoficare urbană la nivelul Municipiului Oradea pentru perioada

2009-2028 în scopul conformării la legislația de mediu și creșterii eficienței energetice - Etapa III" revizia III, propus spre finanțare în cadrul Programului Operațional Infrastructură Mare

Analizând Referatul de aprobare al Primaruluimunicipiului Oradea, încalitate de inițiator, înregistrat sub nr. 384076/25.10.2019 și Raportul de specialitate înregistrat sub nr.383942 din 24.10.2019 prin care Direcția Management Proiecte cu Finanțare Internațională din cadrul Primăriei Municipiului Oradea propune aprobarea Studiului de fezabilitate, Analizei Cost-Beneficiu și indicatorilor tehnico-economici revizuiți, a Aplicației de Finanțare și a cofinanțării pentru proiectul "Reabilitarea sistemului de termoficare urbană la nivelul Municipiului Oradea pentru perioada 2009-2028 în scopul conformării la legislația de mediu și creșterii eficienței energetice - Etapa III”, propus spre finanțare în cadrul Programului Operațional Infrastructură Mare,

Ținând cont de importanța acestui proiect pentru municipiul Oradea dar și de prevederile Ghidului Solicitantului pentru Programul Operațional Infrastructură Mare 2014-2020, Axa prioritară 7 Creșterea eficienței energetice la nivelul sistemului centralizat de termoficare în orașele selectate; Obiectivul Specific 7.1 Creșterea eficienței energetice în sistemele centralizate de transport și distribuție a energiei termice în orașele selectate;

Luând în considerare prevederile art. 44 al. (1) din Legea nr. 273/2006 privind finanțele publice locale, actualizată.

Văzând proiectul de hotărâre și avizul consultativ al Comisiei de specialitate a Consiliului Local,

În temeiul art. 129 alin. (2) lit. b), lit. d), alin. (4) lit. a), lit. d), lit. g), alin. (7) lit. n) și ale art. 139 alin. (3) lit. a) din O.U.G. nr. 57 din 2019 privind Codul administrativ,

CONSILIUL LOCAL AL MUNICIPIULUI ORADEA H o t ă r ă ș t e:

Art.1. Se aprobă Studiul de Fezabilitate revizuit pentru proiectul “Reabilitarea sistemului de termoficare urbană la nivelul Municipiului Oradea pentru perioada 2009-2028 în scopul conformării la legislația de mediu și creșterii eficienței energetice - Etapa IIf, conform Anexei nr. 1 la prezenta hotărâre și a Sintezei Indicatorilor Tehnico-economici ai acestei investiții - revizuită, conform Anexei nr. 2 la prezenta hotărâre.

Art.2. Se aprobă Analiza Cost-Beneficiu revizuită (Anexa 3 la prezenta hotărâre).

Art.3. Se aprobă susținerea unei politici tarifare referitoare la prețul plătit de populație (PLR) pe termen mediu, în conformitate cu evoluția acestuia considerată în Analiza cost-beneficiu, prezentată sintetic în Anexa 4 la prezenta hotărâre.

Art.4.Se aprobă indicatorii tehnico-economici centralizați revizuiți pentru proiectul “Reabilitarea sistemului de termoficare urbană la nivelul Municipiului Oradea pentru perioada 2009-2028 în scopul conformării la legislația de mediu și creșterii eficienței energetice - Etapa a III-a”:

Valoarea totală a investiției, exprimată în prețuri constante, inclusiv TVA

(în lei și euro la cursul 4,6606 lei/€ conform cu BNR din data de 21.02.2018)

147.928.455,70 lei / 31.740.216,93 euro

din care:

- construcții montaj (C+M) 101.906.248,36 lei / 21.865.478,31 euro

Valoarea totală a investiției, exprimată în prețuri curente, inclusiv TVA

(în lei și euro la cursul 4,6606 lei/€ conform cu BNR din data de 21.02.2018)

159.385.514,60 lei / 34.198.496,74 euro

din care:

- construcții montaj (C+M) 109.798.887,29 lei / 23.558.959,61 euro

Art.5. La data intrării în vigoare a prezentei Hotărâri se revocă H.C.L. nr. 427/26.04.2018 privind aprobarea Studiului de feazabilitate, Analizei Cost-beneficiu și indicatorilor tehnico-economici revizuiți pentru proiectul "Reabilitarea sistemului de termoficare urbană la nivelul Municipiului Oradea pentru perioada 2009-2028 în scopul conformării la legislația de mediu și creșterii eficienței energetice - Etapa a III-a”, propus spre finanțare în cadrul Programului Operațional Infrastructură Mare.

Art.6. Cu ducerea la îndeplinire a prezentei hotărâri se încredințează Direcția Management Proiecte cu Finanțare Internațională și Direcția Economică din cadrul Primăriei municipiului Oradea.

Art.7. Prezenta hotărâre se comunică cu:

  • •   Instituția Prefectului Bihor

  • •   Primarul Municipiului Oradea

  • •   Directorul general al S.C. Termoficare Oradea S.A.

  • •   Direcția Management Proiecte cu Finanțare Internațională din cadrul Primăriei municipiului Oradea

  • •   Direcția Economică din cadrul Primăriei municipiului Oradea

  • •   Direcția Tehnică din cadrul Primăriei municipiului Oradea

  • •   Se publică în Monitorul Oficial al județului Bihor

  • •   Se afișează pe pagina web a municipiului Oradea

PREȘEDINTE DE ȘEDINȚĂ Filimon Teofil Laviniu

Oradea, 31 octombrie 2019 Nr. 906


CONTRASEMNEAZĂ SECRETAR GENERAL Ionel Vila

PLAN TARIFAR - anexa 4 - SF Etapa III - octombrie 2019

Anul

Costuri operaționale ET

ET livrată

Preț local de facturare către populație

euro

Gcal

(euro/Gcal fără TVA)

(lei/Gcal fără TVA)

(lei/Gcal cu TVA)

2019

44,150,268

588,301

56.95

263.13

313.13

2020

47,528,430

591,406

64.63

297.30

353.79

2021

50,521,694

594,299

72.59

332.47

395.64

2022

62,717,060

596,910

76.98

351.01

417.70

2023

60,500,740

596,832

79.33

361.76

430.49

2024

61,030,600

594,248

81.76

372.84

443.68

2025

61,348,163

591,679

84.27

384.25

457.26

2026

61,812,467

589,123

86.85

396.02

471.26

2027

62,288,832

586,580

89.51

408.14

485.69

2028

60,993,620

584,051

92.25

420.64

500.56

2029

61,279,618

581,536

95.07

433.52

515.89

2030

61,516,182

579,034

97.19

443.20

527.41

2031

61,530,090

576,546

99.36

453.09

539.18

2032

61,546,518

574,070

101.58

463.21

551.22

2033

61,565,494

571,608

103.85

473.55

563.52

2034

61,506,177

569,159

106.17

484.12

576.10

2035

61,529,508

566,707

108.54

494.93

588.97

2036

61,554,649

564,253

110.96

505.98

602.11

2037

61,581,631

561,796

113.44

517.27

615.56

2038

60,466,399

559,352

115.97

528.82

629.30


S.C. MECATRON SRL

Timișoara, str. Calea Aradului nr.48 cam.28 et.ll Tel;fax: 0256-495813 email: proiectare@mecatron.ro

Cod fiscal: R1812022 R C Timiș: J35/1675/1992


Denumire proiect: Reabilitarea sistemului de termoficare urbană la nivelul Municipiului Oradea pentru perioada 2009 - 2028 în scopul conformării la legislația de mediu și creșterii eficienței energetice - Etapa III

Denumire lucrare: Studiu de fezabilitate. Reabilitarea sistemului de termoficare urbană la nivelul Municipiului Oradea pentru perioada 2009 -2028 în scopul conformării la legislația de mediu și creșterii eficienței energetice - Etapa III. Analiza Cost Beneficiu

Amplasament:

MUNICIPIUL ORADEA

Beneficiar:

TERMOFICARE ORADEA S.A

Proiectant general:

S.C. MECATRON S.R.L. TIMIȘOARA

Număr proiect:

SF-17493-00

Faza de proiectare:

STUDIU DE FEZABILITATE -

ANALIZA COST BENEFICIU

Data elaborării:

MARTIE 2018

Contract:            17493/11.2017

Beneficiar:         TERMOFICARE ORADEA S.A.

Proiectant general : S.C. MECATRON S.R.L.

Proiectat: ing. A. Miutescu

ing. D. Bisorca

Verificat: ing. D. Sandici

Aprobat: ing. V. Crisan

Analiza cost beneficiu

Reabilitarea sistemului de termoficare urbană la nivelul Municipiului Oradea pentru perioada 2009-2028 în scopul conformării la legislația de mediu și creșterii eficienței energetice - Etapa III

CUPRINS

INTRODUCERE

  • 1. CONTEXTUL, IDENTIFICAREA Șl OBIECTIVELE PROIECTULUI

  • 1.1. Locație și context socio-economic

  • 1.2. Programul Operațional Infrastructura Mare 2014-2020

  • 1.3. Obiectivele proiectului

  • 1.4. Măsuri propuse și rezultate așteptate

  • 1.5. Beneficiarul proiectului

  • 2. DESCRIEREA SITUAȚIEI EXISTENTE

  • 2.1. Mașter Plan 2009-opțiunea selectată și plan de investiții pe termen lung

  • 2.2. Situația existentă a SACET din Municipiul Oradea

Situația tehnică existentă

Situația instituțională existentă

Situația operațională existentă

  • 2.3. Producția și consumul de energie

  • 3. MĂSURILE DE EFICIENȚĂ ENERGETICĂ

  • 3.1. Prioritizarea măsurilor de eficiență energetică

  • 3.2. Estimarea investițiilorde bază aferente măsurilor de eficiență energetică

  • 4. VALOAREA INVESTIȚIEI TOTALE AFERENTEREALIZĂRII PROIECTULUI

  • 5. ANALIZA FINANCIARĂ Șl ECONOMICĂ

  • 5.1. Metodologie și ipoteze generale

  • 5.2.1. Scenariul fără proiect-ipoteze și previziuni

  • 5.2.2. Scenariul cu proiect - ipoteze și previziuni

  • 5.2.3. Ipoteze de bază th ambele scenarii

  • 5.3. Costuri operaționale

  • 5.3.1 Situația curentă privind costurile operaționale..........................................................................................49

  • 5.3.2 Evoluția viitoare privind costurile operaționale.........................................................................................53

  • 5.4. Tarife, subvenții și analiza de suportabilitate

  • 5.4.1. Analiza de suportabilitate.........................................................................................................................56

  • 5.4.2. Tarife și subvenții......................................................................................................................................59

  • 5.5. Venituri operaționale

  • 5.6. Analiza financiară

  • 5.6.1 Identificarea necesarului de co-fînanțare și sursele de finanțare..............................................................65

  • 5.6.2 Indicatori de performanță financiară.........................................................................................................69

  • 5.6.3 Sustenabilitate financiară.......................................................................................................................... 70

  • 5.7. Analiza economică

  • 5.7.1 Metodologie specifică................................................................................................................................ 72

  • 5.7.2 Corecții fiscale, conversie prețuri și externalități....................................................................................... 72

  • 5.7.3 Indicatori de performanță economică

  • 6. ANALIZA DE RISC Șl SENZIT1VITATE

  • 6.1. Analiza de senzitivitate

  • 6.1.1. Senzitivitatea indicatorilor de performanță financiară............................................................................. 77

  • 6.1.2. Senzitivitatea indicatorilor de performanță economică............................................................................ 78

  • 6.1.3. Variabile critice și valori de comutare.......................................................................................................80

  • 6.2. Analiza de risc calitativă

  • 6.3. Analiza de risc cantitativă

  • 7. CONCLUZII

INDEX TABELE

Tabel nr. 1- Măsuri propuse și rezultate așteptate

Tabel nr. 2- Efecte energetice și de mediu

Tabel nr. 3- Evoluția consumatorilor și a consumului de ET în Municipiul Oradea în perioada 2016-2018

Tabel nr. 4 - Evoluția deconectărilor/reconectărilor de la/la SACET în perioada 2014 - 2017.18 Tabel nr. 5- Bilanț energetic simplificat al SACET Oradea în perioada 2015-2018

Tabel nr. 6- Bilanțelectric simplificat al SACET Oradea în perioada 2015 - 2018

Tabel nr. 7 - Consum anual de combustibil în perioada 2015 - 2018

Tabel nr. 8- Emisii și certificate GES în perioada 2013 - 2015......................................

Tabel nr. 9 - Rezultate analiza de prioritizare a lucrărilor de reabilitare a rețelei primare

Tabel nr. 10- Cost investiție al măsurilor propuse

Tabel nr. 11 - Numărul deconectărilor în sectorul casnic în scenariul „fără proiect”

Tabel nr. 12 - Numărul deconectărilor în sectorul casnic în scenariul „cu proiect”

Tabel nr. 13- Evoluția cererii și a producției de energie termică în perioada 2019 - 2038 în municipiul Oradea

Tabel nr. 13 - Indicatori macroeconomici - modificare procentuală față de anul anterior

Tabel nr. 14- Scenariu BEI de evoluție a prețului gazelor naturale

Tabel nr. 15 - Bonusurile de referință pentru energia electrică produsă în cogenerare de înaltă eficiență și livrată din centralele care beneficiază de schema de sprijin

Tabel nr. 16 - Valori monetare ale externalităților (utilizate pentru estimarea costului economic al emisiilor CO2)

Tabel nr. 17 - Parametri de conversie

Tabel nr. 18-Costuri de operare SACETOradea în perioada 2015 - 2018 - EURO

Tabel nr. 19 - Transpunere costuri financiare istorice in modelul financiar

Tabel nr. 20 - Venit mediu net disponibil pe gospodărie la nivel național

Tabel nr. 21 - Calcul venit mediu disponibil pe gospodărie la nivelul municipiului Oradea

Tabel nr. 22 - Consumul mediu de căldură pe gospodărie - prognoze

Tabel nr. 23 - Estimare pondere cheltuieli cu energia termică în total venit mediu disponibil în municipiul Oradea

Tabel nr. 24 - Evoluție venit alocat pentru plata ET in municipiul Oradea

Tabel nr. 25 - Tarife energie termica municipiul Oradea-date istorice

Tabel nr. 26 - Calcul tarif energie termică suportabil (PLR) pentru populație

Tabel nr. 27 - Calcul preț local energie termică

Tabel nr. 28- Evoluția subvențiilor - prognoza 2019 - 2038

Tabel nr. 29- Energia electrica - prognoza 2019 - 2038

Tabel nr. 30-Calculul pro-ratei venitului net actualizat

Tabel nr. 31 - Planul de finanțare al investiției/surse de finanțare - prețuri constante (euro)

Tabel nr. 32 - Planul de finanțare al investiției/surse de finanțare - prețuri curente (euro)

Tabel nr. 33 - Indicatori de performanta analiza financiara a investiției

Tabel nr. 34- Indicatori de performanta analiza financiara a capitalului propriu (național)

Tabei nr. 35 - Indicatori de performanță economică

Tabel nr. 36- Variația indicatorilor de performanță financiară la variația costului investiției

Tabel nr. 37 - Variația indicatorilor de performanță financiară la variația costului combustibilului ..............................................................................................................................................................77 Tabel nr. 38- Variația indicatorilor de performanță financiară la variația subvenției

Tabel nr. 39 - Variația indicatorilor de performanță economică la variația costului investiției.... 78 Tabel nr. 40 - Variația indicatorilor de performanță economică la variația emisiilor CO2

Tabel nr. 41-Variația indicatorilor de performanță economică la variația emisiilor NOx

Tabel nr. 43- Variația indicatorilor de performanță economică la variația costurilor incrementale operaționale

Tabel nr. 44 - Variația indicatorilor de performanță economică la variația energiei alternative. 79 Tabel nr. 45 - Variația indicatorilor de performanță economică la variația deconectărilor evitate ..............................................................................................................................................................79 Tabel nr. 46 - Variația indicatorilor de performanță economică la variația beneficiilor din asigurarea furnizării............................................................................................................................80

Tabel nr. 47 - Variabile critice cu impact asupra performanței financiare a proiectului

Tabel nr. 48 - Variabile critice cu impact asupra performanței economice a proiectului

Tabel nr. 49- Calculul indicelui critic.

Tabel nr. 50 - Matricea de management a riscurilor

Tabel nr. 51 - Indicatori de performanță analiza financiară

ACRONIME Șl ABREVIERI

ACB        Analiza Cost-Beneficiu

ANRE      Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei

ANRSC Autoritatea Națională de Reglementare pentru Serviciile Comunitare de Utilități Publice

BEI         Banca Europeană de Investiții

CE         Comisia Europeană

CL           Consiliul Local

CNP        Comisia Națională de Prognoză

EE           Energie electrică

ET          Energie termică

FNA        Flux de numerar actualizat

HG         Hotărârea Guvernului

INS           Institutul Național de Statistică

MT         Modul termic

OUG       Ordonanța de Urgență a Guvernului

PLET       Preț iocal energie termică

POS         Programul Operațional Sectorial

PT          Punct termic

RIRE        Rata internă de rentabilitate economică a investiției

RRF/C       Rata internă de rentabilitate financiară a investiției

RRF/K       Rata internă de rentabilitate financiară a capitalului

RD          Rețeaua de distribuție (secundară)

RPL         RecensământulPopulației și al Locuințelor

RT          Rețeaua de transport (primară)

SACET Sistem de alimentare centralizată cu energie termică

SEN         Sistem energetic național

UE         Uniunea Europeană

VENA       Valoarea economică netă actualizată investiției

VANF/C     Valoarea financiară netă actualizată a investiției

VANF/K Valoarea financiară netă actualizată a capitalului

Introducere

Analiza cost-beneficiu pentru proiectul REABILITAREA SISTEMULUI DE TERMOFICARE URBANĂ LA NIVELUL MUNICIPIULUI ORADEA PENTRU PERIOADA 2009-2028 ÎN SCOPUL CONFORMĂRII LA LEGISLAȚIA DE MEDIU Șl CREȘTERII EFICIENȚEI ENERGETICE - Etapa III a fost elaborată având în vedere recomandările și instrucțiunile din următoarele documente:

  • •   Manualul CE privind ACB (“Guide Io Cost-benefit Analysis of Investment Projects - Economic appraisal tool for Cohesion Policy 2014-2020");

  • •   Regulamentul (UE) nr. 207/2015;

  • •   Regulamentul (UE) nr. 408/2014;

  • •   Ghidul Solicitantului - Dezvoltarea infrastructurii de termoficare - iunie 2016.

De asemenea, menționăm că datele de intrare utilizate în analiză au fost prelucrate conform:

  • •   datelor din Studiul de fezabilitate - Reabilitarea sistemului de termoficare urbană la nivelul Municipiului Oradea pentru perioada 2009 - 2028 în scopul conformării la legislația de mediu și creșterii eficienței energetice - Etapa III,

  • •  datelor din Analiza cost beneficiu elaborata pentru proiectul - Reabilitarea sistemului de termoficare urbană la nivelul Municipiului Oradea pentru perioada 2009 - 2028 în scopul conformării la legislația de mediu și creșterii eficienței energetice - Etapa II,

  • •   datelor furnizate de proprietarul infrastructurii care face obiectul proiectului (Unitatea Administrativ Teritorială Municipiul Oradea), si operatorul infrastructurii (SC Termoficare Oradea SA)

  • 1. Contextul, identificarea și obiectivele proiectului

    • 1.1. Locație si context socio-economic r r

Proiectul va fi implementat în Regiunea de Nord-Vest a României, în județul Bihor, respectiv în municipiul Oradea.

Județul Bihor este situat în partea nord-vestică a României, pe cursurile Crișului Repede și Grisului Negru și este mărginit la est de Munții Apuseni, iar la vest de Câmpia Tisei. Județul se învecinează la est cu județele Cluj, Alba, Sălaj, la nord cu județul Satu Mare, la sud cu județul Arad și la vest cu Ungaria. Suprafața județului Bihor este de 7.544 km1, ceea ce reprezintă 3,2% din teritoriul național. Județul are 101 UAT-uri, grupate astfel: 10 orașe (din care 4 municipii: Oradea, Salonta, Beiuș și Marghita), 18 localități suburbane și, în mediul rural, 91 comune (cu 430 sate, inclusiv reședințele de comună) - în total 458 de localități distincte. Municipiul Oradea este principalul oraș si centrul administrativ al județului. Relieful este variat, dispus în trepte ce coboară de la est la vest, dinspre culmile Munților Apuseni spre Câmpia de Vest. Dealurile piemontane fac trecerea spre treapta cea mai joasă, spre Câmpia de Vest(Câmpia Crișurilor, în sudși Câmpia Barcăului, în nord). Clima este continental-moderată aflându-sesub influența maselor de aer vestice, mai umedeși mairăcoroase. Temperatura medie anualăvariazăîntre 6°și 10,5%}, iar cantitățile precipitațiilorcresc de la vest spreest, fiind cuprinse între 500și 1.200 litri/m1. Rețeaua hidrografică este reprezentatăde Barcău, Crișul Repedeși Crișul Negru care curg de la est la vest. Bogățiile naturale ale subsolului cuprind resurse de lignit (Popești, Borumlaca,Vărzari, Suplacu de Barcău, Oșorhei), bauxită(Munții Pădurea Craiului), nisipuri bituminoase(Derna, Tătăruș), petrol (Suplacu de Barcău), argile refractare (Bălnaca.Șuncuiuș), marmură(Băița, Chișcău), bentonită(Vadu Crișului), precumși izvoare cu ape geotermale (îângăOradea -Băile Felixși Băile 1Mai, Mădăras, Răbăganiși Tămășeu)și cu ape minerale (TincașiStâna de Vale).

La 20 octombrie 2011, conform rezultatelor definitive ale RecensământuluiPopulației și al Locuințelor 2011 .populația stabilă a județului Bihor era de 575.398 persoane, din care 283.042persoane în municipii și orașe, reprezentând 49,2% din totalul populației stabile. Față de situația existentă la recensământul anterior (2002), populația stabilă a județului a scăzut cu 24,8 mii.

Populația stabilă a celei mai mari localități din județ, municipiul Oradea, este de 196.367 persoane.Față de situația existentă la recensământul anterior (2002), populația stabilă a municipiului a scăzut cu 10,2 mii persoane.Comunele cu cel mai mare număr al populației stabile sunt: Sânmartin cu 9,6 mii persoane, Ținea - 7,8 mii persoane și Popești - 7,4 mii persoane.

Populația stabilă din Oradea se regăsește în cele 73.815 gospodării ale municipiului, astfel mărimea unei gospodăriieste de 2,66 persoane/gospodărie.

Față de indicatorii publicați în anul 2002 scăderea numărului de locuitori din municipiul Oradea se înscrie în trendul descendent manifestat la nivelul întregii țări, datorită sporului natural negativ și emigrărilor. O altă explicație este pusă pe seama migrației forței de muncă către alte zone din țară (în special a tinerilor) sau de migrațiile în străinătate. O altă cauză ar fi restructurarea zonei industriale din municipiu (disponibilizări de personal) fapt ce a determinat migrația unui important segment din populația municipiului Oradea (populația aptă de muncă) spre mediul rural.

Referitor la efectivul persoanelor plecate în străinătate datele disponibile sunt cele la nivel județean. Conform rezultatelor RPL 2011 publicate pe website-ul INS,numărul persoanelor plecate în străinătate pentru o perioadă de cel puțin un an, dar care nu fac parte din populația stabilă, este de 13.292 persoaneșinu cuprinde decât o parte a numărului de emigranți externi. Sub-înregistrarea semnificativă a fost cauzată de faptul că, la momentul critic al recensământului, mare parte dintre aceste persoane erau plecate cu întreaga familie în străinătate și nici nu au existat alte persoane (în țară) care să declare informațiile solicitate despre aceștia.Numărul persoanelor plecate temporar (pentru o perioada mai mică de 1 an) în străinătate din județul Bihor este de 8.903.

în municipiul Oradea își desfășoară activitatea 14.461 Societăți comerciale, conform evidențelor Camerei de Comerț și Industrie. în cursul anului 2014. conform datelor furnizate de Oficiul Registrului Comerțului,în județul Bihor s-au înregistrat un număr de 3.767 înmatriculări (față de 4.961 în anul 2013)2ale persoanelor juridice, din care 1.893 SRL și 1.436 PFA. Conform informațiilor furnizate de Primăria Oradea, în municipiu își desfășoară activitatea un număr de 115 instituții publiceaflate în subordinea Consiliului Local.

Referitor la forța de muncă locală, conform Buletinului Statistic lunar județean nr. 10/2014, în județul Bihor, în octombrie 2014, exista un efectiv al salariaților de 156.634 persoane (cu 0,3% mai mult decât în luna octombrie din anul anterior). Numărul șomerilor înregistrați la acea dată era de 10.159 de persoane, iar rata șomajului a fost de 3,7%, ambii indicatori înscădere față de aceeași perioadă a anului anterior.

  • 1.2. Programul Operațional infrastructura Mare 2014-2020

Programul Operațional Infrastructura Mare (POIM) a fost elaborat pentru a răspunde nevoilor de dezvoltare ale României identificate în Acordul de Parteneriat 2014-2020 și în acord cu Cadrul Strategic Comun și Documentul de Poziție al serviciilor Comisiei Europene. Strategia POIM este orientată spre obiectivele Strategiei Europa 2020, în corelare cu Programul Național pentru Reformă și cu Recomandările Specifice de Țară, concentrându-se asupra creșterii durabile prin promovarea unei economii bazate pe consum redus de carbon prin măsuri de eficiență energetică și promovare a energiei verzi, precum și prin promovarea unor moduri de transport prietenoase cu mediul și o utilizare mai eficientă a resurselor.

Prioritățile de finanțare stabilite prin POIM contribuie la realizarea obiectivului general al Acordului de Parteneriat prin abordarea directă a două dintre cele cinci provocări de dezvoltare identificate la nivel național: Infrastructura și Resursele.

POIM finanțează activități din patru sectoare: infrastructura de transport, protecția mediului, managementul riscurilor și adaptarea la schimbările climatice, energie și eficiență energetică, contribuind la Strategia Uniunii pentru o creștere inteligentă, durabilă și favorabilă incluziunii.

POIM beneficiază de o alocare financiară de cca. 11,8 mld. Euro, din care:

  • •  6,94 mld. Euro Fond de Coeziune

  • •  2,48 mld. Euro Fond European de Dezvoltare Regională

  • •  2,46 mld. Euro Cofinanțare

în vederea atingerii obiectivelor propuse, în cadrul POIM au fost stabilite 8 Axe Prioritare.

Realizarea acestor obiective urmează a fi asigurată prin orientarea fondurilor alocate spre următoarele Axe Prioritare:

  • •   AP1. îmbunătățirea mobilității prin dezvoltarea rețelei TEN-T și a transportului cu metroul;

  • •   AP2. Dezvoltarea unui sistem de transport multimodal, de calitate, durabil și eficient;

  • •   AP3. Dezvoltarea infrastructurii de mediu în condiții de management eficient al resurselor;

  • •   AP4. Protecția mediului prin măsuri de conservare a biodiversității, monitorizarea calității aerului și decontaminare a siturilor poluate istoric;

  • •   AP5. Promovarea adaptării la schimbările climatice, prevenirea și gestionarea riscurilor;

  • •   AP6. Promovarea energiei curate și eficienței energetice în vederea susținerii unei economii cu emisii scăzute de carbon;

  • •   AP7. Creșterea eficienței energetice la nivelul sistemului centralizat de termoficare în orașele selectate;

• AP8. Sisteme inteligente și sustenabile de transport al energiei electrice și gazelor naturale

Axa Prioritară 7 Creșterea eficientei energetice la nivelul sistemului centralizat de termoficare în orașele selectate, prin prioritatea de investiții Sprijinirea eficienței energetice, a gestionării inteligente a energiei și a utilizării energiei din surse regenerabile în infrastructurile publice, inclusiv în clădirile publice și în sectorul locuințelor și prin OS 7.1 Creșterea eficienței energetice în sistemele centralizate de transport și distribuție a energiei termice în orașele selectate și OS 7.2 Creșterea eficienței energetice în sistemul centralizat de furnizare a energiei termice în Municipiul București vizează promovarea investițiilor în eficiența energetică a sectorului de termoficare în vederea reducerii pierderilor în rețelele de transport și distribuție a agentului termic.

Prezentul proiect face parte dintr-un amplu proces investițional, reprezentând etapa a lll-a și este orientat cu precădere spre creșterea competitivității și eficienței întregului sistem urban de încălzire centralizată și asigurarea viabilității acestuia pe termen lung.

  • 1.3. Obiectivele proiectului

Obiectivul general al proiectului „REABILITAREA SISTEMULUI DE TERMOFICARE URBANĂ LA NIVELUL MUNICIPIULUI ORADEA PENTRU PERIOADA 2009-2028 ÎN SCOPUL CONFORMĂRII LA LEGISLAȚIA DE MEDIU Șl CREȘTERII EFICIENȚEI ENERGETICE. Etapa IIT îl reprezintă dezvoltarea sistemului centralizat de transport și distribuție a energiei termice în municipiul Oradea, în vederea asigurării viabilității acestui sistem pe termen lung.

Obiectivele specifice ale proiectului, prin îndeplinirea cărora se asigură atingerea obiectivului general, sunt:

  • -  Reducerea pierderilor de energie termică în rețeaua de transport, asigurându-se astfel creșterea eficienței energetice în întregul sistem;

  • -  îmbunătățirea parametrilor tehnici de transport a energiei termice și reducerea costurilor globale de mentenanță și reparații;

  • -  îmbunătățirea siguranței și calității căldurii și apei calde furnizate consumatorilor casnici și non-casnici;

  • -  Reducerea emisiilor de CO2 și NOx, ca urmare a reducerii cantității de combustibil folositțreducerea cantității de combustibil reprezintă un efect al reducerii de pierderi de ET, astfel că acest obiectiv se plasează în plan secundar față de celelalte mai sus menționate).

  • -  în cadrul etapei I a proiectului au fost stabilite investițiile necesare pentru a se asigura conformarea cu obligațiile de mediu, iar în cadrul etapei II investițiile pentru reabilitarea rețelelor de transport a energiei termice în scopul creșterii eficienței energetice a sistemului, creșterea calității serviciului public de alimentare cu energie termică la tarife suportabile pentru populație.

  • -  în continuarea celor două etape de reabilitare, etapa a lll-a va veni să definitiveze reabilitarea rețelei de transport, pe de o parte și să consolideze reabilitarea și modernizarea Sistemului de Alimentare Centralizată cu Energie Termică al Municipiului Oradea prin introducerea în program reabilitarea de puncte termice și rețele de distribuție, iar acolo unde este posibil tehnic și fezabil economic, renunțarea la punctele termice mari, de cvartal și înlocuirea acestora cu o soluție mai versatilă, ce oferă servicii de o calitate mai bună utilizatorilor, respectiv montarea de minipuncte termice, la nivel de condominiu.

  • 1.4. Măsuri propuse și rezultate așteptate

Prin proiectul REABILITAREA SISTEMULUI DE TERMOFICARE URBANĂ LA NIVELUL MUNICIPIULUI ORADEA PENTRU PERIOADA 2009-2028 ÎN SCOPUL CONFORMĂRII LA LEGISLAȚIA DE MEDIU Șl CREȘTERII EFICIENȚEI ENERGETICE - Etapa III se vor reabilitatronsoane din rețeaua primară,

întabelul de mai jos prezentăm măsurile propuse (lucrările necesare conform informațiilor din Studiul de fezabilitate) prin proiect și rezultatele imediate ca urmare a implementării respectivelor măsuri:

Tabel nr. 1- Măsuri propuse și rezultate aș teptate

Măsura propusă

Rezultat

Reabilitare rețele de transport

23.100 m rețea reabilitată

Rețele de transport ce înlocuiesc rețele de distribuție

1300 m rețea reabilitata

Reabilitare rețele de distribuție

1100 m rețea reabilitata

Reabilitare Puncte Termice

42 puncte termice reabilitate

Instalare minipuncte termice prin dezafectarea a patru Puncte Termice

39 minipuncte termice reabilitate

Referitor la efectele energetice și de mediu, prezentăm în tabelul de mai jos principalele aspecte rezultate prin compararea scenariilor „fără proiect” și „cu proiect”:

Tabel nr. 2- Efecte energetice și de mediu

Specificație

UM

Valoarea estimată în scenariul fără proiect

Valoare estimată în scenariul cu proiect

Efect așteptat

(+/-)

2023

2023

Efect incremental 2023

Pierderi în rețele de transport si distribuție (din GET)

Gcal/an

262.146

192.835

-69.311

ET produsă (GET)

Gcal/an

816.631

748.145

68 486

EE produsă

GWh/an

365

351

14

Consum total de

TJ/an

5343,2

4974,4

-368,8

combustibil (gaz natural, cărbune, păcură)*

mii m3/an

150.141,8

139.779,6

-10.362,2

Emisii CO2

kt/an

299,75

279,07

-20,68

Emisii NOx

t/an

227,1

_

211,4

■ÎS 7

Reabilitarea sistemului de termoficare urbană la nivelul Municipiului Oradea pentru perioada 2009-2028 în scopul conformării la legislația de mediu și creșterii eficienței energetice - Etapa Hi

*)începând cu anul 2017 s-a consumat doar gaz natural

  • 1.5. Beneficiarul proiectului

Beneficiarii proiectului sunt UAT Municipiul Oradea - proprietarul infrastructurii și SC Termoficare Oradea SA - operatorul infrastructurii.

Beneficiarul direct al investiției propuse a se realiza este populația municipiului Oradea și a comunei Sânmartin din cele 65.083 gospodării racordate la SACET (cca. 173.121 persoane).

Alta categorie de beneficiari direcți ai investițieițce va îmbunătăți serviciul de termoficare) o reprezintăcele 2.015organisme publice si private conectate în prezent la sistemul centralizat de încălzire.

Beneficiar indirect ai proiectului este întreaga populație din municipiul Oradea și din comuna Sânmartin 205.939persoane {Sursa: RPL 2011) - ce va beneficia de efectele energetice și de mediu.

  • 2. Descrierea situației existente

    • 2.1. Mașter Plan 2009 - opțiunea selectată și plan de investiții pe termen lung

La faza Mașter Plan au fost stabilite și analizate 3 scenarii strategice de alimentare cu energie termică în Municipiul Oradea, pornind de la particularitățile acestuia. în cadrul fiecărui scenariu au fost definite câte un număr de opțiuni fezabile. Cele 3 scenarii considerate au fost;

  • • Scenariul I - sistemul centralizat existent, conținând 9 opțiuni(5 opțiuni care analizează sistemul la capacitățile existente cu diverse grade de reabilitare și înlocuire parțială și 4 opțiuni care analizează sistemul cu noi capacități cu diferite grade de cogenerare)

  • • Scenariul II - sisteme centralizate zonale pe gaze naturale - cu o opțiune

  • • Scenariul III - sisteme individuale (centrale de apartament) - cu o opțiune

Din compararea indicatorilor rezultați din analizele financiare și economice realizate, a rezultat că Opțiunea 9 din cadrul scenariului I - alimentare centralizată cu energie termică, a obținut cei mai buni indicatori de performanță financiară și economică

Opțiunea propusă presupune alimentarea cu energie termică în continuare în sistem centralizat, și implică, pentru sursă, închiderea celor 3 cazane de abur pe lignit (C4, C5, C6) care formează IMA2 și închiderea a două cazane de abur pe gaze naturale și păcură (C2, 03) din IMA1. Aceste capacități vor fi înlocuite de o instalație cu turbină cu gaze și cazan recuperator de căldură (40MWe + 43 MWt), două cazane de apă fierbinte de 116,3 MWt fiecare, cu funcționarepe gaze naturale. Pentru operarea instalației vara si pentru reducerea orelor de funcționare a turbinei de gaze se prevede un acumulator de căldura atmosferic cu capacitatea utilă de 8500 mc (300 MWh).

Se mai prevăd instalațiile auxiliare necesare pentru funcționare (două cazanede abur de 14 t/h pentru asigurarea apei de adaos în rețeaua de termoficare, instalații termomecanice auxiliare, stație de tratare chimică a apei, alimentare cu combustibil,compresor de gaze, gospodărie de apă tehnologică, evacuare ape uzate, pompe apă derăcire, pompe termoficare, instalații electrice și de automatizare).

în sursa existentă se vor menține în funcțiune un cazan de abur (01) și o turbină cu abur(TA1), fără lucrări de reabilitare. Opțiunea aleasă mai prevede conformarea depozitului de zgură șicenușă existent, dezvoltarea de surse noi geotermale (cca 6,4 MWt), precum și reabilitareasistemului de transport și distribuție.

în prima etapă a proiectului, au fost realizate lucrările prevăzute pentru construcția instalațiilor noi în sursă, precum și reabilitarea a 17,553 Km traseu rețea primară.

în a doua etapă a proiectului, au fost realizate lucrările prevăzute pentru reabilitarea a 20,284 Km traseu rețea primară

Ca urmare, în cadrul etapei III se propune continuarea lucrărilor de reabilitare a sistemului de transport, pentru o lungime de 23,10 km

în ceea ce privește stadiul lucrărilor prevăzute in Mașter Plan, precizăm că lucrările aferente sursei de producție au fost recepționate in luna iunie 2016. Lucrările prevăzute pentru rețelele primare de termoficareau fost recepționate in luna martie 2016.

1 7 li                                                            Beneficiar: DAT Municipiul Oradea

La acesta dată, stadiul realizării lucrărilor prevăzute în opțiunea rezultată ca optimă și deci propusă, conform analizei din planul de investiții pe termen lung pentru reabilitarea sistemului centralizat de alimentare cu căldură a municipiului Oradea este următorul:

Lucrare prevăzută în Mașter Plan

Stadiul execuției

Observații

Instalare turbină cu gaze și cazan recuperator (40 MWe si 43 MWt)

Lucrare executată

Scopul lucrării estecreșterea eficienței energetice și reducerea emisiilor

Instalare acumulator de căldură (300MWht)

Lucrare executată

Creșterea eficienței energetice ca urmare a funcționării turbinei cu gaze la sarcina optimăși reducerea nr. de opriri-porniri a acesteia.

Instalare 2 cazane de apă fierbinte (2 x 116,3 MWt);

Lucrare executată

Scopul lucrării este creșterea eficienței energetice(randament cazane 92%) și reducerea emisiilor

Instalare 2 cazane de abur (2x14 t/h)

Lucrare executată

Scopul lucrării este optimizarea consumului intern de energie termică, creșterea eficientei si reducerea emisiilor

Instalații auxiliare GET

Lucrare executată

Scopul lucrărilor îl reprezintă adaptarea instalațiilor auxiliare din centrală pentru funcționarea instalațiilor noi, utilizarea CLU ca și combustibil de rezervă și renunțarea la arderea cărbunelui.

Construcția unui rezervor deCLU de 10001

Lucrare executată

Scopul lucrării este asigurarea combustibilului de rezervă.

Lucrări de conformare la cerințele de mediu începând cu anul 2016, a cazanului nr.1

Lucrare necontractată

Cazanul se încadrează în normele de emisii actuale, dar nu respectă concentrația maximă admisă de NOx încenând cu anul 2016.

Surse geotermale de energie termică (6,4 MWt),

Lucrarea este în faza de implementare cu finanțare prin Programul Operațional Sectorial Creșterea Competitivității Economice; Axa Prioritară (AP4)

Utilizare       resurse       energetice

recuperabile și reducerea emisiilor.

Rețele termice de distribuție

Contract în derulare

S-au reabilitat până în prezent 42,4%, adică 60,401 Km de traseu, din totalul de 142,456 km;

Au rămas de reabilitat 82,055 km traseu.

Lucrare prevăzută în Mașter Plan

Stadiul execuției

Observații

Rețele termice primare

Este realizata Iu care a pentru reabilitarea a 17,553 Km de traseu ETAPA I

Este realizata lucarea pentru reabilitarea a 20,284 Km de traseu ETAPA II

-S-au reabilitat anterior etapei I 13,09 km de traseu,

  • - în etapa l a proiectului este realizată reabilitarea a 17,553 Km traseu,

  • - în etapa II este realizată reabilitarea a 20,284 Km de traseu.

  • - după etapa ll-a rămân de reabilitat 48,463 Km de traseu.

Puncte termice

Lucrare executată

La 22 punctele termice s-au efectuat reabilitări totale ale instalațiilor, prin programul „Termoficare 2006-2020 căldură si confort”, în perioada 2016-2017.

Alte două puncte termice au fost reabilitate prin alte programe de investiții finanțate din fonduri europene, respectiv PT 113, Și PT 902

Lucrare executată

Punctul termic 516 a fost dezafectat și fost înlocuit cu un număr de 6 minipuncte termice la cele 6 clădiri care erau deservite de către acesta, respectiv 5 condominii de tip bloc și un agent comercial (Imprimeria de Vest-Oradea).

Lucrare necontractată

Alte 4 puncte termice figurează ca lucrări în continuare prin programul „Termoficare 2006-2020 căldură și confort”,     urmând ca după

reactualizarea studiilor de fezabilitate (realizate în 2016) să fie derulate proceduri de achiziție publică pentru proiectare și execuție lucrări

Lucrare executată

La un număr de 9 puncte termice s-au făcut reabilitări ale acoperișurilor

Lucrare necontractată

9 puncte termice sunt în procedură de achiziție publică a lucrărilor de proiectare și execuție de lucrări de reparații la acoperișuri.

Din tabelul prezentat mai sus rezultă că au fost realizate toate lucrările prevăzute în etapa I a proiectului pentru sursa și reabilitarea rețelelor de transport, atat rețele etapa I cat si rețele etapa II, ceea ce impune continuarea reabilitării rețelelor termice

  • 2.2. Situația existentă a SACET din Municipiul Oradea

Situația tehnică existentă r

Componența sistemului de alimentare centralizată cu energie termică din Municipiul Oradeaîn prezent și după implementarea investițiilor din Etapa I POS Mediu este următoarea:

Componenta SACET Sursa de producere a ET:

Descriere (elemente principale)

După implementarea investițiilor Etapei 1 POS Mediu (din 2016)

  • •   1 cazan cu abur cu funcționare pe gaze naturale (C1 cu un debit abur de 165 t/h)

  • •   1 turbină cu abur cu funcționare fie în condensație, fie în contrapresiune și cu o putere instalată de 25 MW

  • •   schimbătoare de căldură abur-apă, alimentate cu abur de presiune joasă și abur de presiune de cca 10 bar

  • •   1 instalație de cogenerare de înaltă eficiență ce va cuprinde o turbină de gaze și cazan recuperator (cca 40 MWe + 43 MWt)

  • •   2 cazane de apă fierbinte cu o capacitate de 116,3 MWt fiecare, cu funcționare pe gaze naturale

  • •   1 acumulator de căldură cu o capacitate de 8.500 mc (300 MWh)

  • •    Instalații auxiliare, inclusiv cazane cu abur pentru asigurarea serviciilor proprii ale centralei

  • •   Lungime traseu de cca 86,30 km;

Rețele termice primare (de transport)

  • •   6 magistrale;

  • •   Reabilitate în proporție de 48%

Puncte termice

874 PT, din care:

  • •   149 PTÎn exploatarea SC Termoficare Oradea SA (din care 27 complet reabilitate și 124 modernizate parțial);

  • •   723 PTaflate în proprietatea consumatorilor (casnici/non-casnici);

Rețele termice secundare (de distribuție)

  • •   Lungime traseu de cca 142,5 km

  • •   Reabilitate în proporție de 42,5%

Consumatori finali

  • •   65.083 consumatori casnici (gospodării)

  • •   2.015 consumatori non-casnici, din care:

J 1.818 companii comerciale

s 197 instituții publice (puncte de consum3)

Situația instituțională existentă

în cadrul Axei Prioritare 7POIM, beneficiarul finanțării este municipalitatea. Fondurile aferente investițiilorfinanțate prin POIM vor fi reflectate în sistemul contabil al municipalității,

Entitățile implicate în proiectul de față sunt:

• Asociația de dezvoltare intercomunitară Termoregio (municipiul Oradea și comuna Sinmartin)

Infrastructura proiectului se afla in proprietatea Municipiului Oradea, entitate care va implementa proiectul si va asigura cofinanțarea.

3Există situații îi care unui consumator non-casnic î sunt aferente două sau mai multe puncte de consum, fi evaluarea numărului de consumatori au fost luate considerare punctele de consum și nu numărul instituțiilor publice.

15

Beneficiar: DAT Municipiul Oradea

• Furnizorul de servicii

Furnizorul de servicii este SC Termoficare Oradea SAși reprezintă contractorul care va derula activitatea de exploatare în concesiune a infrastructurii și a serviciilor publice de termoficare. în bazaContractuluide delegare a gestiunii serviciului de transport, distribuție și furnizare a energiei termice în sistem centralizat nr. 1/196/06.08.2013, încheiat cu Asociația de dezvoltare intercomunitară Termoregio si al cărui obiect este delegarea gestiunii serviciului public de transport, distribuție si furnizare energie termica. Durata contractului de concesiune este de 35 ani (pana la 06.08.2048) iar redevența este egala cu suma de 5.000 de lei pe an. Contract de delegare a gestiunii serviciului de transport, distribuție și furnizare a energiei termice în sistem centralizat a fost aprobat prin HCL 501/08.07.2013, situație în care se retrage și gestiunea serviciului de transport, distribuție și furnizare a energiei termice în sistem centralizat de la operatorul Electrocentrale Oradea SA, precum si a bunurilor concesionate în vederea prestării acestuia.

Contractul de delegare a gestiunii serviciului s-a atribuit direct societății Termoficare Oradea SA, în calitate de operator regional, în baza prevederilor art. 31 alin. 1 lit. a din Legea nr, 51/2006 a serviciilor comunitare de utilități publice.

Cele mai relevante modificări aduse contractului de delegare a gestiunii, din perspectiva elaborării ACB, sunt următoarele:

  • a.  Act adițional nr. 2/04.12.2014,prin care se modifică Art.6. din Contractul de delegare a gestiunii serviciului de transport, distribuție și furnizare a energiei termice în sistem centralizat nr. 1/196/06.08.2013, respectiv durata contractului de delegare a gestiunii devine 10 ani (la stabilirea acesteia luând-se in considerare prevederile Ordinului nr. 1121/2014). Actul adițional a fost aprobat prin HCL 836/2014;

  • b.  Act adițional nr. 4/03.02.2015, prin care se modifică art.1 alin (2), astfel că contractului de delegare ii sunt aplicabile prevederile Deciziei Comisiei 2012/21/UE din 20 decembrie 2011 privind aplicarea articolului 106 alineatul (2) din Tratatul privind funcționarea Uniunii Europene in cazul ajutoarelor de stat sub forma de compensații pentru obligația de serviciu public acordate anumitor întreprinderi cărora le-a fost încredințată prestarea unui serviciu de interes economic general. (2012/21/UE);

  • c.  Act adițional nr. 11/27.09.2016, prin care se concesionează, pe durata derulării contractului de delegare a gestiunii serviciului de transport, distribuție și furnizare a energiei termice in sistemul centralizat activelor fixe aparținând domeniului public și privat al municipiului Oradea în valoare de 341.666.479,18 lei, inclusiv TVA, rezultate în urma implementării proiectului Reabilitarea sistemului de termoficare urbană la nivelul Municipiului Oradea pentru perioada 2009-2028 în scopul conformării la legislația de mediu și creșterii eficienței energetice"- Implementare proiect la sursa CETOradea. Actul adițional a fost aprobat prin:

o HCL 429/29.06.2016, prin care se dă în concesiune bunuriîe-active fixe, aparținând domeniului public al municipiului Oradea, în valoare de 223.785.638,51 lei fără TVA, rezultate în urma implementării proiectului Reabilitarea sistemului de termoficare urbană la nivelul Municipiului Oradea pentru perioada 2009-2028 în scopul conformării la legislația de mediu și creșterii eficienței energetice’’- Implementare proiect la sursa CET Oradea;

o HCL 558/30.08.2016, prin se aproba darea in concesiune către societatea Termoficare Oradea SA bunurile - active fixe, aparținând domeniului public al Municipiului Oradea, in valoare de 61.522.879,07 lei inclusiv TVA, rezultate in urma finalizării obiectivului de investiție Implementare proiect reabilitare rețele de termoficare din Municipiul Oradea din cadrul proiectului "Reabilitarea sistemului de termoficare urbană la nivelul Municipiului Oradea pentru perioada 2009-2028 în scopul conformării la legislația de mediu și creșterii eficienței energetice’’- Implementare proiect la sursa CET Oradea;

  • d.  Act adițional nr. 12/2016 la Contractul de delegare a gestiunii serviciului de transport, distribuție și furnizare a energiei termice în sistem centralizat nr. 1/196/06.08.2013, încheiat cu Asociația de dezvoltare intercomunitară Termoregio și al cărui obiect este concesionarea activelor fixe aparținând domeniului public și privat al municipiului Oradea în valoare de 205.399.660,49 lei inclusiv TVA, conform procesului verbal de predare primire nr. 264231/1 din 22.09.2016. Prin HCL 443/2016, sunt retrase bunurile proprietate publică și privată a municipiului Oradea date în concesiune societății Electrocentrale Oradea și se dau în concesiune către societatea Termoficare Oradea SA, începând cu data de 15.07.2016.

  • e.  HCL 577/29.09.2015, prin carese mandatează societatea Termoficare Oradea SA să întreprindă demersurile necesare în vederea obținerii tuturor avizelor și autorizațiilor necesare integrării în SACET a noii centrale de producere energie electrică și termică în cogenerare și asigurării funcționalității acestuia.

Astfel in luna martie 2016 au început efectuarea probelor tehnologice pentru punerea în funcția a agregatelor energetice de producere energie electrica și termică. Din data de 15 aprilie 2016 producția de energie termica livrata de Electrocentrale Oradea SA a fost sistată4, Termoficare Oradea SA preluând asigurarea întregului necesar de energie termica necesar SACET.

Termoficare Oradea a funcționatîncepând cu 15 aprilie 2016 (când a fost oprită funcționarea cazanelor pe cărbune) și până pe 12 octombrie 2016, fără să beneficieze de bonusul de cogenerare (stabilit conform Ordinului ANRE 153/2015 privind aprobarea valorilor bonusurilor de referință pentru energia electrica produsa in cogenerare de înalta eficienta si alte preturi de referință pentru energia termica produsa in cogenerare, aplicabile in anul 2016), până când bonusul de cogenerare a fost aprobat de către ANRE prin Decizia nr.1600 în data de 12 octombrie 2016. în tot acest timp Termoficare Oradea a funcționat la preț de dezechilibru al curentului electric, ca urmare a faptului că nu au fost întrunite condițiilefuncționării în regim comercial (lipsa licenței).

  • f.   Act adițional nr. 13/2016 la Contractul de delegare a gestiunii serviciului de transport, distribuție și furnizare a energiei termice în sistem centralizat nr. 1/196/06.08.2013, încheiat cu Asociația de dezvoltare intercomunitară Termoregio și al cărui obiect este modificareaarticolului 8 din Capitolul V „Redevența". Actul adițional a fost încheiat în baza HCL 701/2016, prin care se modifica articolul 8 din Capitolul V ,,Redevența" din Contractul de delegare a gestiunii serviciului de transport, distribuție și furnizare a energiei termice în sistem centralizat nr. 1/196/06.08.2013, respectiv redevența datorata de operator este egala cu echivalentul amortizării lunare a bunurilor rezultate ca urmare a implementării proiectului "Reabilitarea sistemului de termoficare urbană la nivelul Municipiului Oradea pentru perioada 2009-2028 în scopul conformării la legislația de mediu și creșterii eficienței energetice" precum și a celor care vor rezulta în urma implementării proiectelor de investiții viitoare. Valoarea redevenței lunare va fi variabila în funcție de intrările/ieșirile bunurilor menționate anterior în/din patrimoniul proprietarului Municipiul Oradea și date spre concesiune societății Termoficare Oradea SA.

Furnizorul de servicii este purtătorul costurilor și al veniturilor realizate din operare. Va suporta costurile de funcționare si mentenanță a infrastructurii, costurile de operare in vederea producției, transportului si

4 Prin încheierea de ședință nr. 2244/F/2013, Tribunalul Bihor - Secția civilă, contencios administrativ și fiscal, dispune deschiderea procedurii generale de insolvență împotriva debitoarei SC Electrocentrale Oradea SA

distribuției energiei termice si energiei electrice și va înregistra venituri din vânzarea energiei termice către consumatorii casnici si non casnici si venituri din livrarea energiei electrice în SEN.

Intre cele douăentități vor exista următoarele transferuri:

  • •   Redevența, stabilita în baza contractelor de concesiune, plătită de către furnizorul de servicii (operatorul) proprietarului (ADI Termoregio);

  • •   Subvenții lunare, acordate de către Municipalitate operatorului, pentru acoperirea diferenței dintre prețul de producere, transport, distribuțieși furnizare a energiei termice livrate populației și prețul local al energiei termice facturate populației (Sursa: OUG 36/2006 - privind instituirea prețurilor locale de referință pentru energia termică furnizată populației prin sisteme centralizate).

Situația operațională existentă

Evoluția istorică a numărului de consumatori (casnici și non-casnici), a numărului de deconectări și reconectări, precum și a consumului de energie termică este prezentată succint în tabelele de mai jos:

Grad de conectare                        86,2%    87,2%    88,4%

Număr de gospodării asistate social                                 7.692      7.751

Ponderea gospodăriilor asistate social                                11,8%     11,8%

Sector non-casnic:

Companii comerciale conectate ia SACET                            1.787      1.799

Instituții publice conectate la SACET__                     182        182

Total consumatori non-casnici                                   1.969     1.981

Surse de date: Estimări Consultant; informații furnizate de SC Termoficare Oradea SA

în ceea ce privește evoluția istorică a deconectărilor și reconectărilor de la/la sistem, au fost puse la dispoziție doar datele aferente sectorului casnic, date pe care le ilustrăm în cele ce urmează:

Tabel nr. 4 - Evoluția deconectărilor/reconectărilor de la/la SACET în perioada 2014-2017

2015

2016

2017

2018

Sector casnic:

Numărul de gospodării deconectate

13

22

12

24

Numărul de gospodării reconectate/nou conectate

228

373

510

666

Sector non-casnic:

Numărul de companii comerciale/institutii publice deconectate

0

194

0

>1

Numărul de companii comerciale /instituții publice

12

___27

12

20

isj

reconectate/nou conectate

Sursa: Informații furnizate de SC Termoficare Oradea SA

Nivelul debranșărilor de la SACET Oradea este în scădere în perioada analizată și destul de scăzut comparativ cu alte orașe din România. Acest fapt denotă o situație favorabilă pentru viabilitatea sistemului de termoficare din Oradea. O explicație privind nivelul scăzut al deconectărilor este lipsa alternativei de încălzire pentru anumite zone din oraș, având în vedere că infrastructura de gaze naturale nu acoperă întreg orașul. Conform datelor existente la nivelul anului 2013, 5.600 de gospodarii sunt localizate in zone care sunt deservite de 2 surse alternative de încălzire, fiind zone de case sau condominii de mici dimensiuni cu densitate mica de consum. Prin urmare, majoritatea consumatorilor care s-au debranșat de la SACET provin din zonele rezidențiale (ce cuprind case particulare).

Debranșarea consumatorilor de la sistemul centralizat a avut mai multe cauze, dintre care enumerăm: problemelor financiare ale clienților, creșterea prețului energiei termice, calitatea scăzută a serviciului pre-start (desele întreruperi în furnizare datorate avariilor, parametri de livrare etc.), lipsa contorizării, lipsa comunicării cu clienții.

Totuși, în perioada 2013-2016, efectivul rebranșărilor și al noilor conectări la SACET depășește consistent nivelul debranșărilor, ceea ce constituie un alt aspect pozitiv al sistemului de termoficare din Oradea. în cadrul noilor conectări sunt cuprinse și noile branșări din cartierele rezidențiale nou construite. Conform declarațiilor operatorului de termoficare, se preconizează in anul 2017, racordarea a 1.220 apartamente situate în blocuri noi din zona străzilor Apateului, Ceyrat, Dimitrie Cantemir și Nucetului, 152 cereri de racorduri noi la case particulare si 29 de solicitări de reactivare a serviciului depuse de foști consumatori care s-au debranșat în trecut. In prezent5, este în curs de racordare blocul situat pe str. Apateului 4, respectiv 54 gospodarii. Blocul este în construcție și în sezonul rece se vor face lucrări de finisaje interioare. în cartierul Dimitrie Cantemir sunt în curs de racordare 2 blocuri situate pe str. Kiev nr. 8 cu 37 gospodarii și două nivele de spații comerciale, str. Zorelelor nr. 12 cu 38 apartamente și două nivele de spații comerciale.

în sectorul casnic, aprox. 12% dintre gospodăriile municipiului primesc ajutoare sociale de încălzire.

în sectorul non-casnic, deși s-au înregistrat creșteri în numărul consumatorilor de energie termică (în special, datorită creșterii numărului de companii comerciale conectate), cantitatea de energie consumată s-a plasat pe un trend descendent.

Referitor la reabilitarea termică a clădirilor, conform informațiilor furnizate de municipalitateaOradea, programul de reabilitare termică a blocurilor de locuințe se derulează în municipiul Oradea începând cu anul 2006, în anul 2013 fiind reabilitate termic 32 blocuri cu 938 apartamente, iar începând cu anul 2014 câte 1.500 de apartamente pe an. Totodată, U.A.T. Municipiul Oradea își propune reabilitarea termică a instituțiilor publice aflate în coordonarea Consiliului Local al Municipiului Oradea.

  • 2.3. Producția și consumul de energie

Prezentăm în tabelul de mai jos bilanțul energetic simplificat pentru perioada 2015-2018:

Tabel nr. 5- Bilanț energetic simplificat ai SACET Oradea în perioada 2015- 2018

Specificație

UM

2015

2016

2017

2018

ET la limita CET Oradea (intrare în RT)

Gcal/an

856.281

847.330

882.342

808.064

Pierderi de ET în RT primare - unități

Gcal/an

201581

188.251

180.064

160.230

5 La momentul elaborării documentației de finanțare - noiembrie 2017

fizice

Pierderi de ET in RT - %

%

23,54%

22,22%

20,41%

19,83%

ET din sursa Transgex (geotermal)

Gcal/an

36.453

40.104

43.626

39.418

Pierderi ET în RD - unit fizice (fără qeo)

Gcal/an

132.382

146.081

140.649

101.916

Pierderi ET in RD - % (fără geo)

%

15,46%

17,24%

15,94%

12,61%

ET vândută din sistem (fără geo), din care:

Gcal/an

525.038

519.196

568.697

549.776

către consumatori casnici

Gcal/an

402.807

406.592

436.597

425.358

către consumatori non-casnici

Gcal/an

122.231

112.603

132.100

124.418

ET vândută din sursa Transgex din care:

Gcal/an

33.733

33.907

36.558

35.560

către consumatori casnici

Gcal/an

32.105

32.407

34.798

33.903

către companii comerciaie/institutii publice

Gcal/an

1.628

1.500

1.759

1.657

Sursa: Informații furnizate de SC Termoficare Oradea SA

Consumurile specifice de energie termică pe categorii de consumatori reprezintă un indicator important al SACET, astfel că îl evidențiem în tabelul următor:

UNI

2016

2017

2018

Sector casnic:

Număr de gospodării conectate la SACET

Nr.

65.329

65.827

66469

Cantitatea de ET livrată (DHS + geotermal)

Gcal

438.999

471.395

459.261

Consum mediu pe gospodărie

Gcal/gospodărie

6,72

7,16

6,91

Sector non-casnic:

Companii private conectate la SACET

Nr.

1787

1799

1815

Instituții publice conectate la SACET

Nr.

182

182

182

Cantitatea de ET livrată non-casnic

Gcal

114.103

133.860

126.075

Consum mediu non casnic

Gcal/companie

57,9

67.57

63,13

în ceea ce privește producția și consumul de energie electrică, situația este prezentată sintetic în tabelul de mai jos:

Tabel nr. 6- Bilanțelectric simplificat al SACET Oradea în perioada 2015 - 2018

UNI

2015

2016

2017

2018

EE produsă

GWh

312,8

261,7

303,2

252,8

EE consumată pentru servicii interne

GWh

115,9

60,7

67,9

67,7

EE livrată în SEN

GWh

196,9

201,0

235,3

185,0

EE aferentă bonus cogenerare

GWh

135,8

136,3

244,9

197,3

începând cu 15 aprilie 2016 (când a fost oprită funcționarea cazanelor pe cărbune) și până pe 12 octombrie 2016, SACET Oradea a funcționat fără să beneficieze de bonusul de cogenerare, stabilit conform Ordinului ANRE 153/2015 privind aprobarea valorilor bonusurilor de referință pentru energia electrica produsa in cogenerare de înalta eficienta si alte preturi de referință pentru energia termica produsa in cogenerare, aplicabile in anul 2016. Contractul nr. C224/17.11.2016 între producătorul de energie electrică și termică în cogenerare de înaltă eficiență și administratorul schemei de sprijin pentru plata bonusului /bonusului neacordat / cuantumului de regularizare a ante/supracompensării și restituirea bonusului necuvenit /supracompensării s-a încheiat în baza Deciziei ANRE nr.1600/12.10.2016. Pe durata dintre aprilie 2016 si octombrie 2016, Termoficare Oradea a funcționat la preț de dezechilibru al curentului electric, ca urmare a faptului că nu au fost întrunite condițiile funcționării în regim comercial.

în ceea ce privește energia primară, centrala poate utiliza gaze naturale și păcură. în perioada 2014 -2017 cantitățile de combustibil utilizate în cadrul centralei pentru realizarea producțiilor de energie termică și electrică sunt cele prezentate în tabelul următor:

Tabel nr. 7 - Consum anual de combustibil în perioada 2015-2018

UM

2015

2016

2017

2018

Consum de cărbune (lignit)

t/an

881.900

679.325

0

0

Consum de gaze naturale

1000 m3/an

9.284,6

34.661,2

151.445,3

135.795,7

Consum de păcură

t/an

14.700

16.360

0

0 l

Sursa: Informații furnizate de SC Termoficare Oradea SA

Conform cu informațiile furnizate de operatorul SACET Oradea pentru activitatea de producție, situația emisiilor și certificatelor GES în perioada 2014 - 2018 se prezintă astfel:

Tabel nr. 8- Emisii și certificate GES în perioada 2014-2018__

| An Certificate alocate Certificate vândute Certificate cumpărate Certificate restituite

2014

309.284

0

452.851

762.135

2015

251.420

0

736.148

987.568

. 2016

200.305

0

528.930

729.235

2017

155.626

0

146.731

302.357

I 2018

117.718

0

153.395

271.113

Sursa: Informații furnizate de SC Termoficare Oradea SA

  • 3. Măsurile de eficiență energetică

    • 3.1. Prioritizarea măsurilor de eficiență energetică

Măsurile de eficientă energetică propuse prin proiectul REABILITAREA SISTEMULUI DE TERMOFICARE URBANĂ LA NIVELUL MUNICIPIULUI ORADEA PENTRU PERIOADA 2009-2028 ÎN SCOPUL CONFORMĂRII LA LEGISLAȚIA DE MEDIU Șl CREȘTERII EFICIENȚEI ENERGETICE -Etapa ///contribuie direct la obținerea de economii de energie primară și constau în reabilitarea unor tronsoane ale rețelei de transport, reabilitarea de puncte termice și rețele de distribuție, iar acolo unde este posibil tehnic și fezabil economic, renunțarea la punctele termice mari, de cvartal și înlocuirea acestora cu o soluție mai versatilă, ce oferă servicii de o calitate mai bună utilizatorilor, respectiv montarea de minipuncte termice, la nivel de condominiu.

Motivele pentru care măsurile propuse se concentrează pe rețelele primare si puncte termice sunt următoarele:

  • ■   Rețeaua primară este principala sursă de pierderi în SACET Oradea (v. Tabel nr. 6);

  • ■   Starea extrem de deteriorată a tronsoanelor de rețea primară nereabilitata accentuează riscul de discontinuitateîn ceea ce priveșteasigurarea cu energie termică a consumatorilor, în special în sezonul rece.

  • ■  Starea precara a instalațiilor din punctele termice necesita modernizarea și reabilitarea instalațiilor din punctul termic

  • ■   necesitatea monitorizării și asigurarea condițiilor tehnice - hard și soft - pentru integrarea datelor din rețeaua primara în dispeceratul central SCADA

  • ■   necesitatea monitorizării și asigurarea condițiilor tehnice - hard și soft - pentru integrarea datelor din punctele termice în dispeceratul central SCADA

  • ■   necesitatea preluării, arhivării, controlului și analizei datelor de funcționare ale punctelor termice, precum și a transmiterii instrucțiunilor din dispecerat

  • ■  asigurarea posibilității realizării reglării automate a parametrilor de funcționare ai punctului termic

  • ■  parametrii tehnici de transport si distribuție a energiei termice pot influenta reducerea costurilor globale de mentenanță și reparații

Analizele de prioritizare elaborate în cadrul Studiului de fezabilitate au vizat toate tronsoanele rețelei primare în vederea identificării acelor tronsoane cu impact semnificativ în obținerea de eficiență energetică a SACET Oradea.

în urma analizelor de prioritizare elaborate și prezentate în Studiul de fezabilitate, au rezultat ca fiind prioritare lucrările de reabilitare a tronsoanelor rețelei de transport si a punctelor termice.

Prezentăm sintetic în tabelele de mai jos rezultatele analizelor de prioritizare din Studiul de fezabilitate:

Tabel nr. 9 - Rezultate analiza de prioritizare a lucrărilor de reabilitare a rețelei primare

Nr. obiect

Tronsoane propuse spre reabilitare

Nr. apart.

Criteriu

Punctaj

Criteriu Importanta

Investiție specifica

Buc

Nr. puncte

%

EUR/apart ament

1

Magistrala termică M2, supraterană, de la C2' la intrarea în subteran - Pod - cămin Gs3, PT 507;510:511:512:513:514

5276

10,05

5,03

885,95

Nr. obiect

Tronsoane propuse spre reabilitare

Nr. apart.

Criteriu

Punctaj

Criteriu Importanta

Investiție specifica

Buc

Nr. puncte

%

EUR/apart ament

2

Magistrala termică M2 - str. Oneștilor

PT509;516;910;911;913

2205

7,53

3,77

74,34

3

Racord termic Nufărul 3, pe străzile Constantin Noica, lalomiței, traversare str. Nufărului, str. Ciheiului, str. Constantin Nottara si str. Grigore Moisil, PT 863;883;840;844;839;845;878;868; 872;869

7564

20,00

10,00

178,74

4

Magistrala termică nr.2, situată în Parcul 1 Decembrie, Str. Mihail Kogălniceanu, racordurile la PT 804 și 805; respectiv renunțarea la PT 804 și 805 si alimentarea consumatorilor de la aceste puncte termice prin intermediul unor mini puncte termice

541

4,56

2,28

2038,94

5

Magistrala termică M2 - B-dul Decebal - Parcul Nicolae Bătcescu - racord PT902- trecere în subteran PT 901 :902:904; 825; 862

1532

5,10

2,55

927,23

6

Reabilitarea rețelei primare de termoficare Piața 1 Decembrie-str. Spiru Haret- Aleea E. Gojdu, cu racordurile la PT 801,802, 816; respectiv renunțarea la PT 801, 802, 816 si alimentarea consumatorilor de la aceste puncte termice prin intermediul unor mini puncte termice

573

8,45

4,22

829,1

7

Reabilitarea Bretelei dintre Magistrala termică nr. 1 și Magistrala termică nr.4 pe Calea Mareșal Al. Averescu - B-dul General Magheru; respectiv renunțarea la PT818și alimentarea consumatorilor de la acest punct termic si a imobilelor de pe B-dul General Magheru care nu sunt racordate la SACET prin intermediul unor mini puncte termice

1016

7,50

3,75

1946,6

8

Reabilitare racord termic primar comun și cele individuale la PT 605 - 606 - 607, Splaiul Crișanei, str. Poieniței

925

3,53

1,77

212,9

9

Reabilitare racord termic primar la PT 604 - str.

W. Shakespeare

541

3,02

1,51

45,8

10

Reabilitare racord termic primar la PT 506 - str.

Constantin Brâncoveanu

304

2,71

1,35

199,3

11

Reabilitare racord termic primar la PT 826 si PT 862 renunțarea la PT 862 și alimentarea prin intermediul mini punctelor termice (modulei a imobilelor condominiu de tip bloc

885

8,09

4,05

974,8

12

Reabilitare racord termic primar la PT 407, str. Bărăganului, cu relocarea în domeniul public

443

0,59

0,29

164,0

13

Reabilitare racord termic primar la PT 209 -Piața București

537

2,25

1,12

171,2

14

Reabilitare racord termic PT315 -Spitalul Județean de i>e strada Louis Pasteur

230

2,61

1,31

556,1

15

Reabilitare bretea de legătură pe str. Teiului PT 831 ;806;810;814

1049

3,69

1,85

203,8

Nr. obiect

Tronsoane propuse spre reabilitare

Nr. apart.

Criteriu Punctaj

Criteriu Importanta

Investiție specifica

Buc

Nr. puncte

%

EUR/apart ament

16

Reabilitare rețea termică primara pe străzile Sulyok Istvan, Rahovei și Primăriei (PT 710, 711,718, 715)

528

3,77

1,89

594,2

17

Reabilitare racord termic primar la PT 420 -Liceul Mihai Eminescu, str. Roman Ciorogariu

297

3,47

1,73

93,7

18

Reabilitare racord termic primar la PT 720 -blocul stea, str. Tudor Vladimirescu

108

0,91

0,46

341,4

19

Reabilitare racord termic primar la PT 887 -Centrul Civic - Piața Emanuil Gojdu

465

5,23

2,62

366,1

20

Reabilitare și relocare pe domeniul public al racordului termic primar la PT 807 - Piața Cetății

242

2,63

1,31

1163,2

21

Reabilitare racord termic primar la PT 841, str.

Grădinarilor

847

2,66

1,33

62,6

22

Reabilitare racord termic primar la PT 842 -833, str. Grădinarilor - str. Borsecului

1510

5,07

2,54

120,3

23

Reabilitare magistrala Termică M2 -suprateran, pe str. W. Shakespeare, între str. T. Vladimirescu (CS5) și str. Simion Bămuțiu (C9.1), cu introducere în subteran PT521, 523, 522, Hotel

2240

6,04

3,02

116,0

24

Reabilitare racordului termic primar la PT 819 și sediul Electrica din Magistrala M2 prin relocarea acestuia pe domeniul public, pe str. Grivitei

565

3,05

1,53

174,2

25

Reabilitare racord termic primar la PT 832, str. Someșului

350

5,08

2,54

162,0

26

Reabilitare racord termic primar la PT 836, str.

Barierei - str. Cerbului

697

1,69

0,85

87,1

27

Reabilitare racord termic primar la PT 422, str. Mihai Eminescu

331

1,98

0,99

34,0

28

Reabilitare racord termic primar la PT 820, str. Sextil Puscariu

881

6,55

3,27

55,3

29

Reabilitare racorduri termice primare la PT 510, 511,512, 513 si 514 Calea Alexandru Cazaban si str. Salcâmilor prin realizarea unui racord comun din Magistrala M2

4452

14,35

7,17

264,5

30

Reabilitare racorduri termice primare la PT 507, str. Oneștilor

297

1,16

0,58

102,0

31

Racord termic primar pe străzile Șirul

Canonicilor PT207, 208

277

1,14

0,57

499,1

32

Magistrala termică M2, cu racordul la PT 705, pe str. Tudor Vladimirescu

263

1,12

0,56

1176,6

33

Reabilitare racord termic primar la PT 304

1438

5,75

2,87

49,4

34

Reabilitare racord termic primar la PT 703 -Liceu, str. Tudor Vladimirescu - Primăriei

206

4,89

2,44

568,0

35

Reabilitare racord termic primar la PT 405 - str. Barbu Ștefănescu Delavrancea

101

1,67

0,84

282,6

36

Reabilitare racord termic primar la PT 509, P-ța Devei

190

6,41

3,20

1153,7

Nr. obiect

Tronsoane propuse spre reabilitare

Nr. apart.

Criteriu Puncta]

Criteriu Importanta

Investiție specifica

Buc

Nr. puncte

%

EUR/apart ament

37

Reabilitare racord termic primar la PT 830 -Maternitatea, Calea Mareșal Al. Averescu

145

0,96

0,48

320,6

38

Reabilitare magistrala termică M4 între Platforma de vane str. Barierei și Plastor

369

2,03

1,01

955,4

39

Reabilitare magistrala termică M5 între ramificație M6 și CET 2

926

4,30

2,15

431,1

40

Reabilitare racord termic primar la PT 210 -Parcul Petofi

1190

3,88

1,94

50,5

43

Reabilitare racord termic primar la PT 822, Calea Mareșal Al. Averescu

70

0,86

0,43

725,4

44

Reabilitare racord termic primar str. Mihail

Koitălniceanu, str. Crinului - PT 824

237

5,70

2,85

1213,1

45

Reabilitare racord PT 856 - Gara Velența cu relocarea pe domeniul public; respectiv renunțarea la PT 856 si alimentarea consumatorilor de la acest punct termic prin intermediul unor mini puncte termice

122

5,55

2,77

3083,8

46

Racord termic primar pe str.Săvineștilor cu alimentare din căminul CV15a

PT209, 215, 216, 314, 217

965

5,12

2,56

174,6

Tabel nr. 10- Rezultate analiza de prioritizare a lucrărilor de reabilitare a punctelor termice

Nr. obiect

Puncte termice propuse spre reabilitare

* Nr. aparta mete

Criteriu

Punctaj

Criteriu Importanta

Investiție specifica

41

Buc

Nr. puncte

%

EUR/apart ament

41.1

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 100

598

3,45

3,45

299,3

41.2

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 103

1733

10,00

10,00

146,3

41.3

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 110

1295

7,47

7,47

173,2

41.4

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 111

1091

6,30

6,30

210,1

41.5

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 112

1144

6,60

6,60

227,7

41.6

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 115

651

3,76

3,76

281,3

Nr. obiect

Puncte termice propuse spre reabilitare

* Nr. aparta mete

Criteriu

Punctaj

Criteriu Importanta

Investiție specifica

41

Buc

Nr. puncte

%

EUR/apart ament

41.7

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 120

841

4,85

4,85

234,1

41.8

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 126

1053

6,08

6,08

212,8

41.9

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 127

970

5,60

5,60

224,8

41.10

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic611

1304

7,52

7,52

202,9

41.11

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic612

1083

6,25

6,25

210,2

41.12

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic613

485

2,80

2,80

348,0

41.13

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic404

427

2,46

2,46

415,0

41.14

Modernizarea      instalațiilor      interioare,

monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic910

629

3,63

3,63

288,2

41.15

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic521

720

4,15

4,15

260,6

41.16

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic523

412

2,38

2,38

396,0

41.17

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 610,

1571

9,07

9,07

207,1

41.18

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 705,

263

1,52

1,52

471,8

41.19

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 116,

1128

6,51

6,51

167,8

41.20

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 872,

772

4,45

4,45

278,3

41.21

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 118,

1225

7,07

7,07

217,1

41.22

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 841,

847

4,89

4,89

218,8

41.23

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 104,

994

5,74

5,74

246,4

26

i

Beneficiar: DAT Municipiul Oradea

Nr. obiect

Puncte termice propuse spre reabilitare

* Nr. aparta mete

Criteriu Punctaj

Criteriu Importanta

Investiție specifica

41

Buc

Nr. puncte

%

EUR/apart ament

41.24

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 911,

270

1,56

1,56

646,9

41.25

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 125,

679

3,92

3,92

320,6

41.26

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 832,

350

2,02

2,02

497,3

41.27

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 202,

550

3,17

3,17

338,4

41.28

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 831,

484

2,79

2,79

372,6

41.29

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 218,

851

4,91

4,91

246,9

41.30

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 514,

1592

9,19

9,19

146,0

41.31

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 407,

442

2,55

2,55

493,5

41.32

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 513,

1273

7,35

7,35

199,0

41.33

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 109,

474

2,74

2,74

383,4

41.34

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 512,

824

4,75

4,75

239,2

41.35

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 108,

160

0,92

0,92

637,0

41.36

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 511,

716

4,13

4,13

314,8

41.37

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 510

575

3,32

3,32

326,5

41.38

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 887.

465

2,68

2,68

384,8

41.39

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 411,

222

1,28

1,28

838,7

41.40

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 420,

297

1,71

1,71

604,8

Nr. obiect

Puncte termice propuse spre reabilitare

* Nr. aparta mete

Criteriu Punctaj

Criteriu Importanta

Investiție specifica

41

Buc

Nr. puncte

%

EUR/apart ament

41.41

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 221

260

1,50

1,50

643,7

41.42

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 200,__________

157

0,91

0,91

722,6

’) inclusiv apartamente echivalente Sursa: Studiul de fezabilitate

  • 3.2. Estimarea investițiilorde bază aferente măsurilor de eficiență energetică

Costul investiționai aferent fiecărei măsuri propuse este prezentat în tabelul următor în prețuri constante:

Tabe) nr. 10- Cost investiție ai măsurilor propuse

Nr.

Obiect

DN [mm]

Lungime [m]

Lungime [mj

Valoare investiție

crt.

- tronson, amplasament -

Propus

Traseu

Total

Mii lei

1.1

Magistrala termică M2, supraterană, de la C2' la intrarea în subteran - Pod - cămin Cs3,

700

1050

2060

21784,9

1.2

Magistrala termică M2, supraterană, de la C2' la ntrarea în subteran - Pod - cămin Cs3

700

370

700

640

2

Magistrala termică M2 - str. Oneștilor

400

170

170

763,94

3.1

Racord termic Nufărul 3, pe străzile Constantin Noica, lalomiței, traversare str. Nufărului, str. Ciheiului, str. Constantin Nottara și str. Grigore Moisil, inclusiv rac. PT 868 și 869

400

420

1610

6301,13

300

30

250

100

100

20

3.2

Racord termic Nufărul 3, pe străzile Constantin Moica, lalomiței, traversare str. Nufărului, str. Ciheiului, str. Constantin Nottara și str. Grigore Moisil, inclusiv rac. PT 868 si 869

400

170

300

700

100

170

4

Magistrala termică nr.2, situată în Parcul 1 Decembrie, Str. Mihail Kogălniceanu, racordurile la PT 804 și 805; respectiv renunțarea la PT 804 și 805 si alimentarea consumatorilor de la aceste sunete termice prin intermediul unor mini puncte ermice

1. Rețele primare

250

510

1655

5140,96

300

310

2 Rețele primare ce inlocuiesc rețele secundare

100

130

80

110

65

165

50

180

Nr.

Obiect

DN [mm]

Lungime [m]

Lungime [ml

Valoare investiție

crt.

- tronson, amplasament

Propus

Traseu

Total

Mii lei

40

250

5

Magistrala termică M2 - B-dul Decebal - Parcul Nicolae Bălcescu - trecere în subteran

500

1040

1040

6620,56

6

Reabilitarea rețelei primare de termoficare Piața 1 Decembrie-str. Spiru Haret- Aleea E. Gojdu, cu racordurile la PT 801, 802, 816

1. Rețele primare

250

290

1120

2214,07

200

270

2.Rețele primare ce inlocuiesc rețele secundare

80

60

65

60

50

170

40

240

7 1

Reabilitarea Bretelei dintre Magistrala termică nr.1 și Magistrala termică nr.4 pe Calea Mareșal Al. Averescu - B-dul General Magheru; respectiv renunțarea la PT 818 și alimentarea consumatorilor de la acest punct termic si a mobilelor de pe B-dul General Magheru care nu sunt racordate la SACET prin intermediul unor mini puncte termice.

1. Rețele orimare

300

430

2845

9217,47

250

780

125

250

2.Retele primare ce inlocuiesc rețele secundare

65

80

50

110

40

110

3.Retele secundare

50

60

40

155

25

30

20

80

7.2

Reabilitarea Bretelei dintre Magistrala termică nr.1 Și Magistrala termică nr.4 pe Calea Mareșal Al. Averescu - B-dul General Magheru; respectiv renunțarea la PT 818 și alimentarea consumatorilor de la acest punct termic si a mobilelor de pe B-dul General Magheru care nu sunt racordate la SACET prin intermediul unor mini puncte termice.

250

760

8

Reabilitare racord termic primar comun și cele individuale la PT 605 - 606 - 607, Splaiul Crisanei, str. Poieniței

150

200

450

917,626

100

250

9

Reabilitare racord termic primar la PT 604 - str. W. Shakespeare

150

60

60

115,429

10

Reabilitare racord termic primar la PT 506 - str. Constantin Brâncoveanu

150

170

170

282,405

11

Reabilitare racord termic primar la PT 826 si PT 862, renunțarea la PT 862 și alimentarea prin intermediul mini punctelor termice (module) a imobilelor condominiu de tip bloc

1. Rețele orimare

200

130

3840

4020,75

150

280

2. Rețele primare ce inlocuiesc rețele secundare

80

100

65

830

50

185

40

380

Nr.

Obiect

DN [mm]

Lungime [m]

Lungime ____[mi____

Valoare investiție

crt.

tronson, amplasament

Propus

T raseu

Total

Mii lei

25

20

40 165

3.Rețele secundare

100

80

450

30

65

90

50

70

40

32

175

65

12

Reabilitare racord termic primar la PT 407, str. Bărăganului, cu relocarea în domeniul public

150

160

160

338,68

13

Reabilitare racord termic primar la PT 209 - Piața București

150

200

200

428,365

14

Reabilitare racord termic PT315 -Spitalul Județean de pe strada Louis Pasteur

150

290

290

596,133

15

Reabilitare bretea de leciătură pe str. Teiului

200

420

420

996,541

16

Reabilitare rețea termică primara pe străzile Sulyok Istvan, Rahovei si Primăriei (PT 710, 711, 718, 715)

200

460

690

1462,27

100

170

65

30

50

30

17

Reabilitare racord termic primar la PT 420 - Liceul Mihai Eminescu, str. Roman Ciorogariu

150

50

50

129,674

18

Reabilitare racord termic primar la PT 720 - blocul stea, str. Tudor Vladimirescu

100

110

110

171,83

19

Reabilitare racord termic primar la PT 887 - Piața Emanuil Gojdu

200

320

320

793,496

20

Reabilitare rețea termică în Piața Cetății și relocare pe domeniul public al racordului termic primar la PT 807

250

280

520

1311,92

80

240

21

Reabilitare racord termic primar la PT 841, str. Grădinarilor

150

130

130

247,045

22

Reabilitare racord termic primar la PT 842 - 833, str. Grădinarilor - str. Borsecului

250

50

400

846,8

150

350

23

Reabilitare magistrala Termică M2 - suprateran, pe str. W. Shakespeare, între str. T. Vladimirescu (CS5) și str. Simion Bărnuțiu (C9.1), cu introducere in subteran

500

200

200

1210,5

24

Reabilitare racordului termic primar la PT 819 și sediul Electrica din Magistrala M2 prin relocarea acestuia pe domeniul public, pe str. Griviței

150

330

365

458,72

40

35

25

Reabilitare racord termic primar la PT 832, str. Someșului

150

140

140

264,221

26

Reabilitare racord termic primar la PT 836, str. Barierei - str. Cerbului

150

140

140

282,828

27

Reabilitare racord termic primar la PT 422, str.

Mihai Eminescu

125

70

70

52,4818

28

Reabilitare racord termic primar la PT 820, str. Sextil Puscariu

150

120

120

227,006

29

Reabilitare racorduri termice primare la PT 510, 511,512, 513 si 514 Calea Alexandru Cazaban si str. Salcâmilor prin realizarea unui racord comun

300

140

1790

5488,82

200

590

150

30

Nr.

Obiect

DN [mm]

Lungime [m]

Lungime îmi

Valoare investiție

cit

tronson, amplasament -

Propus

Traseu

Total

Mii lei

din Magistrala M2

250

330

200

300

150

400

30

Reabilitare racorduri termice primare la PT 507, Str. Oneștilor

125

80

80

141,162

31

Racord termic primar pe str. Șirul Canonicilor

200

290

290

644,319

32

Magistrala termică M2, cu racordul la PT 705, pe Str. Tudor Vladimirescu

400

250

280

1442,16

150

30

33

Reabilitare racord termic primar la PT 304

150

175

175

331,012

34

Reabilitare racord termic primar la PT 703 - Liceu, str. Tudor Vladimirescu - Primăriei

100

250

250

545,286

35

Reabilitare racord termic primar la PT 405 - str. Barbu Stefănescu Delavrancea

80

90

90

133,019

36

Reabilitare racord termic primar la PT 509, P-ța Devei

150

530

530

1021,63

37

Reabilitare racord termic primar la PT 830 -Maternitatea, Calea Mareșal Al. Averescu

125

120

120

216,635

38

Reabilitare magistrala termică M4 între platforma de vane str. Barierei și Plastor

400

370

370

1642,98

39

Reabilitare magistrala termică M5 între ramificație M6 și CET 2

200

750

750

1860,3

40

Reabilitare racord termic primar ia PT 210 - Parcul Petofi

100

180

180

280,182

41

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor si automatizarea din dispecerat a 41

PT

41.1

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 100

834,25

41.2

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 103

1181,29

41.3

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 110

1045,55

41.4

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 111

1068,54

41.5

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 112

1214,17

41.6

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 115

853,38

41.7

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 120

917,57

41.8

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 126

1044,17

41.9

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea

1016,08

Nr.

Obiect

DN [mm]

Lungime [m]

Lungime Im]

Valoare investiție

crt.

- tronson, amplasament

Propus

Traseu

Total

Mii lei

parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 127

41.10

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 611

1233,24

41.11

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 612

1060,96

41.12

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 613

786,50

41.13

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 404

825,93

41.14

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 910

844,82

41.15

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 521

874,51

41.16

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 523

760,40

41.17

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 610

1516,34

41.18

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 705

578,36

41.19

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 116

882,03

41.20

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 872

1001,20

41.21

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 118

1239,45

41.22

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 841

863,74

41.23

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 104

1141,35

41.24

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 911

814,01

41.25

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 125

1014,49

41.26

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea

811,16

lefici

Nr.

Obiect

DN [mm]

Lungime [m]

Lungime lml

Valoare investiție

crt.

- tronson, amplasament

Propus

T raseu

Total

Mii lei

parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 832

41.27

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 202

867,44

41.28

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 831

840,50

41.29

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 218

979,25

41.30

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 514

1083,36

41.31

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 407

1016,70

41.32

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 513

1180,62

41.33

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 109

847,02

41.34

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 512

918,72

41.35

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 108

474,99

41.36

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 511

1050,54

41.37

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 510

874,99

41.38

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 887

833,87

41.39

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 411

867,81

41.40

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 420

837,19

41.41

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 221

780,01

41.42

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 200

528,73

43

Reabilitare racord termic primar la PT 822, Calea

80

160

160

236,653

Nr.

Obiect

DN [mm]

Lungime [m]

Lungime

[m]

Valoare investiție

crt.

- tronson, amplasament

Propus

T raseu

Total

Mii lei

Mareșal Al. Averescu

44

Reabilitare racord termic primar str. Mihail Kogălniceanu, str. Crinului PT 824

200

200

660

1339,97

150

150

125

160

100

70

50

80

45

Reabilitare racord PT 856 - Gara Velența cu relocarea pe domeniul public; respectiv renunțarea la PT 856 si alimentarea consumatorilor de la acest punct termic prin intermediul unor mini puncte termice 1. Rețele primare

150

700

800

1753,43

2. Rețele primare ce inlocuiesc rețele secundare

65

20

50

80

46

Racord termic primar pe str.Săvineștilor cu alimentare din căminul CV 15a

200

330

330

785,219

  • 4. Valoarea investiției totale aferenterealizării proiectului

Valoarea investiției totale aferentă realizării proiectului include totalitatea costurilor de construcții, proiectare, avize, achiziție de teren, și alte costuri specifice, conform structurii generale a devizului general conformHG 907/2016. Valoarea de investiție pe structură de deviz general este prezentată în cadrul studiului de fezabilitate.

Sintetic, valoarea totală a investiției în prețuri constante, este prezentată în continuare:

• Valoare de investiție inclusiv TVA :

- din care C+M:


147.928.455,7 lei / 31.740.216,93 euro

101.906.248,36 lei / 21.865.478,34 euro


• Valoare de investiție fără TVA:

- din care C+M :


124.465.744,94 lei / 26.705.948,65 euro

85.635.502,82 lei /18.374.351,51 euro.

Cursul lei/EURO la care a fost estimată valoarea de investiție este cursul BNR din data de 21.02.2018 (1 EURO = 4,6606 RON).

Costurile cu reinvestirile

Reinvestirile sunt necesare pentru asigurarea unei infrastructuri operaționale complete si pentru asigurarea continuității in activitatea curenta, după ce anumite echipamente si utilaje vor ajunge la finalul duratei lor de viață economica.

Pe perioada de referință al proiectului nu au fost prevăzute reinvestiri, pentru activele achiziționate prin proiect fiind prevăzută o durata medie de viață de 20 de ani, mai mare decât perioada operațională a proiectului.

Valoarea reziduala

Valoarea reziduala a fost prevăzută in ultimul an de proiecție din orizontul de timp, fiind considerat o intrare in fluxul de numerar. Valoarea reziduala reflecta potențialul activelor achiziționate prin proiect a căror viață economica nu este complet depreciată.

Conform prevederilor articolului 18 din Regulamentul (UE) nr. 480/2014, valoarea reziduala a proiectului se determină prin calcularea valorii actuale nete a fluxurilor de numerar pentru durata de viată rămasă a operațiunii. Având în vedere că proiectul nu generează venituri nete pe perioada de referință aleasă, s-a optat pentru calculul valorii reziduale prin metoda deprecierii.

Metoda aleasă pentru calculul valorii reziduale presupune „calcularea valorii reziduale a tuturor activelor și pasivelor, pe baza unei formule de amortizare economică și contabilă standard (de obicei diferită de amortizarea pentru determinarea impozitelor pe venitul capitalului), metodă recunoscută de Comisia Europeană (2008:36) și Citibank (1994:300) și susținută de membrii mai multor asociații profesionale din România (mai ales CECCAR). Această metodă este singura acceptată pentru acele infrastructuri publice care sunt pe domeniul public și care nu au voie să fie vândute sau privatizate (precum drumuri, conducte de apă).”4

în cazul de față proiectul este aferent infrastructurii publice de pe domeniul public.

Prin urmare, valoarea reziduală a investiției a fost estimată ca valoare rămasă neamortizată la finalul perioadei de viață a proiectului, respectiv 3.676.728 euro. Modul de calcul (prezentare tabelară) și valorile rezultate sunt prezentate în modelul financiar, fila de calcul - Investiții.

document elaborat în cadrul proiectului “Dezvoltarea capacității de evaluare a unităților de evaluare din cadrul Autorităților de Management și ACIS”, finanțat din Fondul European de Dezvoltare Regională prin Programul Operațional Asistență Tehnică.


  • 5. Analiza financiară și economică

    • 5.1. Metodologie și ipoteze generale

Așa cum se prevede la articolul 101 alineatul (1) litera (e) din Regulamentul (UE) nr. 1303/2013 al Comisiei, analiza cost beneficiu trebuie să includă o analiză financiară și o analiză economică.

Metodologie elaborare analiză financiară

Obiectivul analizei financiare este de a calcula performanța financiară a proiectului propus, pe perioada de analiză considerată, cu scopul de a stabili cel mai potrivit sistem de finanțare pentru acesta. Analiza pune în evidență susținerea financiara si sustenabilitatea pe termen lung a proiectului, indicatorii de performanță financiara, precum si în ce măsură se justifică asistența financiară nerambursabilă.

Analiza financiara a proiectelor cu finanțare europeana5 trebuie sa fie efectuata ținând cont de normele stabilite in secțiunea III (Metoda de calculare a venitului net actualizat al operațiunilor generatoare de venituri nete) din Regulamentul delegat (UE) nr. 480/2014 al Comisiei, in special de metoda de calculare a venitului net actualizat (incluzând perioada de referință si metoda incrementala) si actualizarea fluxului de trezorerie (incluzând rata de actualizare financiara in termeni reali).

Etapele pe care trebuie sa le parcurgă analiza financiara sunt:

  • a. Evaluarea rentabilității financiare a investiției

In vederea stabilirii rentabilității financiare a investiției, respectiv calculul indicatorilor de performanță financiara a proiectului (VANF/C și RRF/C), se vor avea în vedere următoarele:

•J Stabilirea costului total de investiție, precum și re investiții le pe orizontul de referință al proiectului, presupunând achiziția echipamentelor cu durata scurtă de viață;

/ Proiecția veniturilor și costurilor proiectului pe orizontul referință al proiectului. Identificarea elementelor de costuri și venituri are la baza:

o costurile astfel cum sunt definite la articolul 17 litera (a) din Regulamentul delegat (UE) nr. 480/2014 al Comisiei;

o costurile de funcționare astfel cum sunt definite la articolul 17 literele (b) si (c) din Regulamentul delegat (UE) nr. 480/2014 al Comisiei;

o veniturile astfel cum sunt definite la articolul 16 din Regulamentul delegat (UE) nr. 480/2014 al Comisiei;

  • ✓  Luarea in considerare doar a fluxurilor de numerar, adică suma de bani plătită sau primită de proiect. Elementele contabile fără numerar, cum sunt amortizarea și rezervele, nu vor fi incluse;

  • ✓  Avândîn vedere prevederile Ghidului Solicitantului, pentru proiectele promovate in cadrul OS 7.1, cheltuiala aferenta TVA nu este eligibila, fiind deductibila din perspectiva activității economice derulate de solicitant. Astfel, fluxurile de numerar pe baza cărora se calculează indicatorii de performanță ai proiectului nu vor include valori reprezentând taxa pe valoarea adăugată;

v Calculul valorii reziduale conform metodologiei prevăzute la art. 18 din Regulamentul delegat (UE) nr. 480/2014 al Comisiei.

  • ✓  Calculul profitabilității financiare a proiectului, respectiv calculul indicatorilor de performanță financiară:

  • ■   Rata de rentabilitate financiara a investiției - RRF/C;

  • ■   Valoarea neta actualizatafinanciara a investiției - VNAF/C;

  • ■   Stabilirea necesitățiicontribuției din fonduri publice, prin compararea indicatorilor de performanta cu valorile de referință.

J Evaluarea profitabilității capitalului național (public și privat), respectiv calculul indicatorilor de performanță financiară:

  • ■   Rata de rentabilitate financiara a capitalului - RRF/K;

  • ■   Valoarea neta actualizatafinanciara a capitalului - VNAF/K;

  • b. Stabilirea contribuției maxime din fondurile publice

In vederea stabilirii structurii surselor de finanțare se vor avea in vedere următoarele:

  • V  Calculul venitului net actualizat pentru opțiunea selectata

In scopul aplicării metodei menționate la articolul 61 alineatul (3) primul paragraf litera (b) din Regulamentul (UE) nr. 1303/2013, venitul net actualizat al operațiunii se calculează prin deducerea costurilor actualizate din veniturile actualizate si, daca este cazul, prin adăugarea valorii reziduale a investiției.

Calculul necesarului de finanțare (funding-gap), respectiv cheltuielile eligibile ce pot fi cofinanțate din FEDR si bugetul național;

v Aplicarea ratelor de cofinanțareprevăzute in Ghidul Solicitantului -OS 7.1.

  • c. Asigurarea viabilității (sustenabilității) financiare a proiectului

In vederea stabilirii sustenabilității financiare a proiectului se vor avea in vedere următoarele:

v Stabilirea fluxurilor de numerar pe baza cărora se apreciază sustenabilitatea financiara. Tabelul de sustenabilitate se bazează pe proiecții privind fluxul de numerar neactualizat si tine cont de costurile de investiție, de toate resursele financiare (naționale si ale UE), de veniturile in numerar, de costurile de funcționare si de înlocuire la momentul in care sunt plătite, de rambursărileobligațiilor financiare ale entității precum si de aporturile de capital, dobânzi si taxele directe;

v Proiecția fluxului de numerar se va face lunar pe perioada de implementare a proiectului si anual pe perioada operațională;

v' Corelarea fluxurilor de numerar din tabelul de sustenabilitate financiara cu graficul de realizare a investiției si cu planul de finanțare;

  • ✓  Verificarea capacității fluxului de numerar previzional pentru a se asigura funcționarea adecvata a proiectului si îndeplinireaobligațiilorinvestiției si a serviciului datoriei, atât pe perioada investițională cat si pe perioada de operare.

Metodologie analiză economică

Analiza economică evaluează contribuția proiectului la bunăstarea economică a societății. Spre deosebire de analiza financiară, unde logica analizei avea la bază perspectiva consolidată proprietar - operator asupra infrastructurii, în analiza economică perspectiva este cea a întregii societăți. în acest sens, intrările proiectului vor fi evaluate la costul lor de oportunitate, iar ieșirile, la disponibilitatea consumatorilor de a plăti. Obiectivul analizei economice este de a demonstra că proiectul are o contribuție pozitivă netă pentru societate și, în consecință, merită să fie cofinanțat din fonduri ale UE

Analiza economică trebuie să fie efectuată în prețuri contabile constante (prețuri-martor), având ca punct de plecare fluxurile de numerar din analiza financiară.

Etapele pe care trebuie să le parcurgă analiza economică sunt:

  • a. Corecții fiscale

Sunt necesare pentru a exclude din analiza economică taxele indirecte (de exemplu TVA, accize), subvențiile și transferurile de plăți realizate de o entitate publică (de exemplu, plățile din partea sistemelor naționale de asistență medicală).

  • b. Conversia prețurilor de piață la prețuri contabile (martor)

Conversia se realizează prin aplicarea de factori de conversie prețurilor financiare, cu scopul de a corecta distorsiunile de piață. Din motive de simplificare, factorul de conversie a fost stabilit la 1 (FC = 1). Factorii de conversie pot fi mai mari (sau mai mici) decât o unitate atunci când prețurile contabile sunt mai mari (sau mai mici) decât prețurile de piață.

  • c. Corecții pentru externalități:

Externalitățile trebuie să fie estimate și evaluate, după caz, folosind metoda preferințelor explicite sau implicite, sau alte metode.

  • d. Evaluarea rentabilității economice a investiției, respectiv calculul indicatorilor de performanță economici:

• Rata de rentabilitate economică - RRE;

  • ■  Valoarea actualizată netă economică - VANE;

  • ■   Raportul beneficiu cost - Rb/c

  • ■   Stabilirea relevanței proiectului din punct de vedere economic, prin compararea indicatorilor de performanță cu valorile de referință.

Ipotezele de calcul ce vor sta la baza analizei cost-beneficiu sunt prezentate structurat în tabelul de mai jos:

ORIZONTUL DE TIMP

20 ani (cf. Regulamentul (UE) nr. 480/2014 - Anexa I)

  • - 4 ani etapa investițională (2019 - 2022) care cuprinde timpul necesar derulării corespunzătoare a tuturor activităților propuse prin proiect și

  • - 16 ani etapa operațională (2023 - 2038) cuprinzând perioada necesară pentru ca proiectul să ajungă la maturitate si să genereze beneficiile corespunzătoare.

CURSUL Euro - LEI (previziunile sunt realizate în EURO)

1 EUR = 4,6606 LEI (curs BNR valabil la data actualizării DevizuluiGeneral -21.02.2018}

AJUSTAREA LA INFLAȚIE

Proiecțiile se vor realiza în preturi constante, astfel că ajustarea la inflație este cea aferentă anului de bază lanul 2018 - aferent momentului elaborării analizei!

RATA DE ACTUALIZARE FINANCIARĂ

4% în termeni reali

(cf. prevederilor Regulamentului (UE) nr 480/20141

RATA DE ACTUALIZARE ECONOMICĂ

5%(cf. prevederilor Regulamentului (UE) nr 207/2015)

5.2. Definirea scenariilor și ipoteze specifice

Prezenta ACB foloseștemetoda diferențială (incrementală), astfel că proiectul se evaluează pe baza diferențelor costurilor și beneficiilor dintre scenariul „cu proiect” și un scenariu alternativ „fără proiect”.

  • 5.2.1. Scenariul fără proiect - ipoteze și previziuni

Scenariul fără proiect îl definim ca „business as usual” (BAU) și constă în proiecțiaelementelor cererii care va sta la baza prognozei veniturilor și cheltuielilor aferente activității de termoficare, luând in calcul:

  • ■   demografia zonei și previziunile demografice disponibile;

  • ■   realizările curente și istorice referitoare la factorii care influențează cererea de energie termică, veniturile și costurile operaționale;

  • ■   efectele implementăriiinvestiției la Etapa I

  • ■   efectele implementării investiției din Etapa II

Implementarea investiției în etapa I presupune închiderea celor 3 cazane de abur pe lignit (C4, C5, C6) care formează IMA2 și închiderea a două cazane de abur pe gaze naturale și păcură (C2, C3) din IMA1. Aceste capacități vor fi înlocuite de o instalație cu turbină cu gaze și cazan recuperator de căldură (46MWe + 43 MWt), două cazane de apă fierbinte de 116,3 MWt fiecare, cu funcționare pe gaze naturale. Pentru operarea instalației vara si pentru reducerea orelor de funcționare a turbinei de gaze se prevede un acumulator de căldura atmosferic cu capacitatea utilă de 8500 mc (300 MWh).

Se mai prevăd instalațiile auxiliare necesare pentru funcționare (două cazane de abur de 14 t/h pentru asigurarea apei de adaos în rețeaua de termoficare, instalații termomecanice auxiliare, stație de tratare chimică a apei, alimentare cu combustibil, compresor de gaze, gospodărie de apă tehnologică, evacuare ape uzate, pompe apă de răcire, pompe termoficare, instalații electrice și de automatizare).

în sursa existentă se vor menține în funcțiune un cazan de abur (C1) și o turbină cu abur (TA1), fără lucrări de reabilitare. Opțiunea aleasă mai prevede conformarea depozitului de zgură șicenușă existent, dezvoltarea de surse noi geotermale (cca 6,4 MWt), precum și reabilitarea sistemului de transport și distribuție.

în ceea ce privește rețelele de transport și distribuție a agentului termic, prin investițiile prevăzute la Etapa I s-au realizat lucrări de reabilitare a 17,5 km din rețeaua de transport (magistrala 1 și 3).

Lucrările aferente etapei I au fost finalizate în decursul anului 2016.

Lucrările aferente etapei II de reabilitare a sistemului de termoficare din municipiul Oradea au avut în vedere reabilitarea a circa 20,3 km de rețea de transport energie termică, aceste lucrări au fost finalizate în anul 2017.

Elementele luate în considerare în previziunea cererii de energie termică în scenariul „fără proiect” pentru sectorul casnic se referă la:

  • ■   Evoluția previzională a indicatorilor demografici din zonă (populație, număr gospodării)

  • ■   Evoluția previzională a deconectărilor/reconectărilor

  • ■   Influența programului prezumat de reabilitare termică a clădirilor

Pentru sectorul non-casnic, cererea de energie termică (scenariul „fără proiect”) prognozată va avea la bază:

  • ■   Evoluția previzională a deconectărilor/reconectărilor

  • ■   Influența programului prezumat de reabilitare termică a clădirilor (instituții publice)

în ceea ce privește evoluția demografică, s-a realizat previziunea populației și a numărului de gospodării din municipiulOradea pe baza următoarelor ipoteze de lucru:

  • ■   Datele de pornire ale proiecției au fost cele referitoare la populația stabilă înregistrată în cadrul RPL2011;

  • ■   Pentru perioada 2013 - 2038 au fost utilizate datele prognozate de INS și publicate în lucrarea Proiectarea populației României la orizontul anului 2060 {versiunea 2013; ISBN: 978-606-8590-01-1). Astfel, conform previziunilor formulate de INS Romania, rata medie de scădere a populației estimata pe perioada 2011 - 2036 este de -0,6%/an, rezultând o scădere estimata a populației municipiului Oradea de 31% - 30.099 locuitori;

• Pentru prognoza numărului de gospodării s-a utilizat un ritm mediu anual de evoluție a acestora raportând datele disponibile la ultimele două recensăminte (2002 și 2011), respectiv un trend descrescător mediu de 0,4% pe an.

Rezultatele și calculele efective privind evoluția demografică în perioada 2013-2038 suni prezentate în modelul tabelar (Excel).

Referitor la evoluția deconectărilor gospodăriilor în scenariul „fără proiect” s-au considerat următoarele ipoteze de lucru:

  • •   Gospodăriile conectate în prezent la SACET și care sunt localizate în zonele deservite de rețele de gaze naturale (aprox. 5.600 de gospodării) se vor deconecta de la SACET in perioada 2017 -2021, cu un ritm mediu de deconectare în creștere față de ritmului mediu rezultat în perioada 2013-2015. Acest lucru este justificat prin practicarea unei nivel scăzut al prețului la gazele naturale comparativ cu tarifele de încălzire centralizată practicate de SACET, având în vedere termenele din calendarul de liberalizare a prețului la gazele naturale

  • •   Gospodăriile conectate în prezent la SACET aferente tronsoanelor nereabilitate și localizate în afara zonelor în care există infrastructură de gaze naturale, se vor deconecta începând cu anul 2022 luând în calcul un orizont de timp suficient pentru ca infrastructura de gaze naturale să se extindă. Utilizând o funcție statistică de prognoză liniară, s-a obținut un ritm mediu de deconectare anuală, având un prag maxim de deconectare, care va fi atins la finalul perioadei de referință a proiectului, respectiv 5% din totalul gospodăriilor aferente tronsoanelor nereabilitate (calculat ca proporție a tronsoanelor nereabilitate in total rețea primară)

  • •  Gradul de asistare socială (respectiv ponderea gospodăriilor care primesc ajutoare sociale de încălzire din totalul gospodăriilor conectate) a fost utilizat ca valoare prag sub care nu poate scădea gradul de conectare global. Se consideră că gospodăriile conectate care primesc ajutoare de încălzire nu își permit deconectarea de la SACET și instalarea de sisteme individuale de încălzire, astfel aceste gospodării devin așa-ziși „consumatori captivi’’ ai SACET.

Prezentăm în tabelul de mai jos, numărul de gospodării care se vor deconecta anual în scenariul BAU:

2019

67,111

" 74,823

89.69%

24

0.04%

2020

67,729

74,495

90.92%

48

0.07%

2021

68,299

74,169

92.09%

96

0.14%

2022

68,773

73,844

93.13%

192

0.28%

2023

68,651

73,521

93.38%

122

0.18%

2024

68,503

73,199

93.58%

148

0.22%

2025

68,329

72,879

93.76%

174

0.25%

2026

68,129

72,559

93.89%

200

0.29%

2027

67,903

72,242

93.99%

226

0.33%

2028

67,651

71,925

94.06%

252

0.37%

2029

67,373

71,610

94.08%

278

0.41%

2030

67,069

71,297

94.07%

304

0.45%

2031

66,739

70,985

94.02%

330

0.49%

2032

66,383

70,674

93.93%

356

0.54%

2033

66,001

70,364

93.80%

382

0.58%

2034

65,593

70,056

93.63%

408

0.62%

2035

65,159

69,749

93.42%

434

0.67%

2036

64,699

69,444

93.17%

460

0.71%

2037

64,213

69,140

92.87%

486

0.76%

2038

63,701

68,837

92.54%

512

0.80%

Referitor ia evoluția reconectărilor și noilor branșări, s-a considerat ipoteza că, urmare a finalizării lucrărilor de reabilitare aferente etapei II, în perioada 2018 - 2021 .cererea pentru reconectări sau noi branșamente va fi în creștere având în vedere efectele benefice ale proiectului de reabilitare asupra calității serviciului de alimentare cu energie termică, pe de o parte, iar pe de altă parte politica de susținere și promovare a sistemului centralizat ca măsură prioritară pentru reducerea poluării la nivelul municipiului Oradea.

în ceea ce privește sectorul non-casnic, s-a utilizat ipoteza potrivit căreia pe perioada de referință, atât companiile comerciale, cât și instituțiile publice localizate în zonele deservite de rețele de gaze vor continua să se deconecteze de la SACET.

Alte elemente care influențează cererea previzionată de energie termică sunt efectele programului de reabilitare termică a clădirilor în ambele sectoare, casnic și non-casnic. Conform informațiilor furnizate de municipalitate, U.A.T. Municipiul Oradea reabilitează anual un număr de 50 de blocuri de locuit, aproximativ 1.500 de apartamente/an. în sectorul non-casnic, s-a luat în calcul (în fiecare an din orizontul de prognoză) un număr de 4 - 5 instituții publice(5 în perioada 2017 - 2022 și 4 în perioada 2023 -2034) ce vor fi incluse în programele viitoare de reabilitare termică ale municipalității. Efectul reabilitării termice luat în calcul a fost o economie de energie de 25% din consumul curent al unui consumator.

In ceea ce privește analiza elasticității cererii în funcție de tarif, din analiza datelor pentru perioada 2013 - 2015, s-au identificat următoarele:

  • •   în perioada 2013 - 2015, tariful local de facturare către populație a crescut cu aprox. 1,90% (creșterea s-a realizat doar în anul 2014 față de anul 2013, urmând ca din anul 2014, tariful local să se mențină la același nivel, respectiv 240 RON/Gcal);

  • •  în perioada 2013 - 2015, numărul de gospodării conectate la SACET a înregistrat o creștere globală de 1,10%;

  • •  în aceeași perioadă analizată, consumul casnic de energie termică a scăzut cu cca 2,9% la nivel global (în medie, cu 0,7% anual);

  • •   Gradul de încasare a facturilor de energie termica în această perioadăs-a menținut constant.

în concluzie, datele cu privire la elasticitatea cererii de energie termică în funcție de tarif, nu sunt relevante pentru a fi utilizate in previziunea viitoare a cererii, astfel că se va utiliza ipoteza generală că modificarea tarifelor nu influențează semnificativ cererea de ET (respectiv, cantitatea de ET consumată).

Evoluția premiselor care influențează cererea de energie termică, consumul de energie termică și a producției pe întreg orizontul de prognoză în scenariul „fără proiect” este prezentată pe larg în modelul financiar (Excel).

în estimarea producției de energie termică în perioada 2019- 2038 s-a utilizat consumul de energie termică calculat conform celor prezentate anterior la care s-au adăugat pierderile de energie termică din rețele.

Estimarea cantității de energie electrică produsă în cogenerare a ținut seama de numărul de ore de funcționare a grupului termoelectric (cazan și turbină cu abur) și a turbinei cu gaz și de capacitatea tehnică a acestora.

Consumul de combustibil a fost estimat utilizând formulele de calcul specifice, luând în calcul un randament al grupului termoelectric de 90% și un randament al turbinei cu gaz, respectiv al CAF de 92%.

Emisiile de poluanți (CO2, NOx) s-au calculat pe baza cantității de combustibil consumat (gaz natural) și a factorilor de emisie pentru fiecare poluant. Așa cum este prezentat în Studiul de fezabilitate, valoarea și sursele pentru factorii de emisii sunt:

■ pentru calculul cantității de gaze cu efect de seră: FE= 56,1 [ tC02/Tj], conform anexa VI la regulamentul 2012/601/CE, privind monitorizarea și raportarea emisiilor de gaze cu efect de seră în conformitate cu Directiva 2003/87/CE;

  • ■  pentru calculul cantității de NOx: FE = 42,5 [g/Gf], sursa fiind ghid EMEP/EEA (European Monitoring and Evaluațion Program/European Environmental Agency) -2013, anexa D, tabel D2;

  • ■   pentru calculul cantității de SO2: FE =9,9 [g/Gj], sursa fiind ghid EMEP/EEA (European Monitoring and Evaluațion Program/European Environmental Agency) -2013, anexa D, tabel D3;

• pentru calculul cantități de pulberi: FE = 1,4 [g/Gj], sursa fiind ghid EMEP/EEA (European Monitoring and Evaluațion Program/European Environmental Agency) -2013, anexa D, tabel D1;

Conform listei alocărilor finale de certificate de emisii de gaze cu efect de sera pentru perioada 2013 -2020, publicata pe site-ul Ministerului Mediului si Schimbărilor Climatice, reprezentând transpunerea Directivei 2003/87/CE, pentru SACET Oradea, s-a identificat numărul de certificate CES alocate gratuit pentru perioada 2019-2020.

Evoluția producției de energie termică și electrică, a consumului de combustibil și emisiilor de poluanți pentru perioada 2019 - 2038 este prezentată detaliat în modelul de calcul tabelar (Excel).

  • 5.2.2. Scenariul cu proiect - ipoteze și previziuni

Scenariul „cu proiect’’ este conturat pornind de la scenariul „fără proiect" la care se adaugă efectele reabilitării tronsoanelor de rețele de transport propuse a se realiza prin proiect.

Ipotezele privind evoluția demografică, numărul de conectări/reconectări, efectele reabilitării termice a clădirilor din scenariul „fără proiect" se păstrează și pentru scenariul „cu proiect”.

Referitor la numărul de deconectări, în scenariul „cu proiect”, ipotezele asumate sunt:

  • •   începând cu anul 2022 (primul an de operare a proiectului ), ritmul mediu de deconectări, al gospodăriilor aflate în zonele deservite de rețeaua de gaze naturale, se va diminua semnificativ dar nu total, având în vedere că circa 12 km de rețea primară rămâne nereabilitată, iar majoritatea rețelei secundare este încă nereabilitată;

  • •  astfel, se estimează că, pe perioada de după finalizarea proiectului, se va deconecta un număr de gospodării egal cu circa 10% din numărul de gospodării estimat a se deconecta în scenariul fără proiect.

în tabelul de mai jos se prezintă numărul de gospodării care se vor deconecta anual în scenariul cu proiect:

2019

67,111

74,823

89.69%

~~24

0.04%

2020

67,729

74,495

90.92%

48

0.07%

2021

68,299

74,169

92.09%

96

0.14%

2022

68,773

73,844

93.13%

192

0.28%

2023

68,773

73,521

93.54%

0

0.00%

2024

68,773

73,199

93.95%

0

0.00%

2025

68,773

72,879

94.37%

0

0.00%

2026

68,773

72,559

94.78%

0

0.00%

2027

68,773

72,242

95.20%

0

0.00%

2028

68,773

71,925

95.62%

0

0.00%

2029

68,773

71,610

96.04%

0

0.00%

2030

68,773

71,297

96.46%

0

0.00%

2031

68,773

70,985

96.88%

0

0.00%

2032

68,773

70,674

97.31%

0

0.00%

2033

68,773

70,364

97.74%

0

0.00%

2034

68,773

70,056

98.17%

0

0.00%

2035

68,773

69,749

98.60%

0

0.00%

2036

68,773

69,444

99.03%

0

0.00%

2037

68,773

69,140

99.47%

0

0.00%

2038

68,773

68,837

99.91%

O

0.00%

Evoluția premiselor care influențează cererea de energie termică, consumul de energie termică și a producției pe întreg orizontul de prognoză în scenariul „cu proiect” este prezentată pe larg în modelul financiar (Excel).

în estimarea producției de energie termică în perioada 2019 - 2038 s-a utilizat consumul de energie termică calculat în scenariul fără proiect la care s-au adăugat pierderile de energie termică din rețele. Pierderile de energie au fost calculate ținând cont de efectele estimate în Studiul de fezabilitate.

Estimarea cantității de energie electrică produsă în cogenerare a ținut seama de numărul de ore de funcționare a grupului termoelectric (cazan și turbină cu abur), respectiv a turbinei cu gaz și de capacitatea tehnică a acestora. Referitor la consumul intern de energie electrică, prin implementarea proiectului din Etapa II se va obține o economie de energie electrică de 500 MWh/an. Aceasta se va reduce din cantitatea de energie electrică pe care operatorul o achiziționează, de regulă, de la terți, astfel reducându-se costul cu electricitatea in activitatea de transport și distribuție.

Consumul de combustibil (gaz natural) a fost estimat utilizând formulele de calcul specifice, luând în calcul un randament al grupului termoelectric de 90% și un randament al turbinei cu gaz, respectiv al CAF de 92%.

în mod similar scenariului „fără proiect”, emisiile de poluanți (CO2, NOx) s-au calculat pe baza cantității de combustibil consumat și a factorilor de emisie pentru fiecare poluant. Așa cum este prezentat în Studiul de fezabilitate, valoarea și sursele pentru factorii de emisii sunt:

  • ■   pentru calculul cantității de gaze cu efect de seră: FE= 56,1 [ tCO2/Tj], conform anexa VI la regulamentul 2012/601/CE, privind monitorizarea și raportarea emisiilor de gaze cu efect de seră în conformitate cu Directiva 2003/87/CE;

  • ■   pentru calculul cantității de NOx: FE = 42,5 [g/Gj], sursa fiind ghid EMEP/EEA (European Monitoring and Evaluațion Program/European Environmental Agency) -2013, anexa D, tabel D2;

  • ■   pentru calculul cantității de SO2: FE = 9,9 [g/Gj], sursa fiind ghid EMEP/EEA (European Monitoring and Evaluațion Program/European Environmental Agency) -2013, anexa D, tabel D3;

  • ■   pentru calculul cantități de pulberi : FE = 1,4 [g/Gj], sursa fiind ghid EMEP/EEA (European Monitoring and Evaluațion Program/European Environmental Agency) -2013, anexa D, tabel D1;

Evoluția producției de energie termică și electrică, a consumului de combustibil și emisiilor de poluanți pentru perioada 2019 - 2038 în scenariul „cu proiect” este prezentată detaliat în modelul de calcul tabelar (Excel).

Sintetic, în tabelul de mai jos, se prezintâevoluția cererii de energie termică în perioada 2019 - 2038, în ambele scenarii:

Scenariul „cu proiect”

An

Scenariul „fără proiect”

Energia termica livrata

Pierderi (Gcal/ an)

Energia termica produsa (Gcal/ an)

Energia termica livrata

Pierderi (Gcal/an)

Energia termica produsa (Gcal/an)

(Gcal/an)

(Gcal/an)

Consumatori casnici

Consumatori non-casnici

Total

Consumatori casnici

Consumatori non-casnici

Total

2019

461,106

127,196

588,301

262,146

850,447

461,106

127,196

588,301

262,146

850,447

2020

462,775

128,631

591,406

262,146

853,552

462,775

128,631

591,406

262,146

853,552

2021

464,108

130,192

594,299

262,146

856,445

464,108

130,192

594,299

262,146

856,445

2022

464,781

132,129

596,910

262,146

859,056

464.781

132,129

596,910

262,146

859,056

2023

461,422

134,585

596,007

262,146

858,153

462,246

134,585

596,832

192,835

789,667

2024

457,906

134,523

592,429

262,146

854,575

459,726

134,523

594,248

192,835

787,084

2025

454,237

134,460

588,696

262,146

850,842

457,219

134,460

591,679

192,835

784,514

450,414

134,397

584,811

262,146

846,957

454,726

134,397

589,123

192,835

781,958

2027

446,441

134,334

580,775

262,146

842,921

452,246

134,334

586,580

192,835

779,416

2028

442,319

134,271

576,590

262,146

838,736

449,780

134,271

584,051

192,835

776,887

2029

438,049

134,208

572,257

262,146

834,403

447,328

134,208

581,536

192,835

774,371

2030

433,634

134,145

567,780

262,146

829,926

444.889

134,145

579,034

192,835

771,869

2031

429,076

134,083

563,159

262,146

825,305

442,463

134,083

576,546

192,835

769,381

2032

424,376

134,020

558,396

262,146

820,542

440,050

134,020

574,070

192,835

766,906

2033

419,537

133,957

553,494

262,146

815,640

437,651

133,957

571,608

192,835

764,443

2034

414,560

133,895

548,455

262,146

810,601

435,264

133,895

569,159

192,835

761,994

2035

409,447

133,816

543,263

262,146

805,409

432,891

133,816

566,707

192,835

759,543

2036

404,200

133,722

537,922

262,146

800,068

430,531

133,722

564,253

192,835

757,088

2037

398,821

133,613

532,434

262,146

794,580

428,183

133,613

561,796

192,835

754,631

2038

393,312

133,504

526,815

262,146

788,961

425,848

133,504

559,352

192,835

752,187

Tabel nr. 13- Evoluția cererii și a producției de energie termică în perioada 2019 2038 în municipiul Oradea

  • 5.2.3. Ipoteze de bază în ambele scenarii

în elaborarea previziunilor financiare s-au utilizat următorii indicatori macroeconomici6'

Tabel nr. 14- Indicatori macroeconomici - modificare procentuală față de anul anterior

Indicator

2019

2020

2021 -2022

2023-2029

2030 -2038

Creștere reală PIB (%)

5.5%

5.7%

5.0%

2.50%

1.7%

Inflație (%)

2.8%

2.6%

2.5%

2.4%

2.4%

Creștere câștig salarial real (%)

5.5%

5.7%

5.0%

2.5%

1.7%

Curs de schimb mediu Euro/Ron

4.62

4.60

4.58

4.56

4.56

Preț combustibil

Pentru perioada 2019 - 2038 au fost folosite previziunile din scenariul evoluției prețului la gaze naturale BEI7 ajustate în conformitate cu realizările din anul 2016. Astfel, în anul 2016, prețul gazelor estimat în scenariul BEI a fost de 319,72 euro/1000 m38, în timp ce prețul utilizat de operator a fost de 279,7euro/1000 m3. Rezultă deci o supraestimare a prețului în scenariu BEI cu aprox. 14%. Pentru perioada 2017- 2036, s-au luat în calcul creșteri anuale astfel încât începând cu anul 2022 prețul prognozat pentru analiza financiară va egalaprețul din scenariul de evoluție al BEI. De asemenea, la prețul prognozat al scenariului BEI se adaugă costul de transport estimat la 0,8 euro/GJ.

Pentru analiza economică, la monetizarea externalităților s-a utilizat prețul previzional din scenariul BEI la care s-a adăugat costul de transport estimat la 0,8 euro/GJ, pentru întreaga perioadă de prognoză.

Tabel nr. 15- Scenariu BEI de evoluție a prețului gazelor naturale

UM

2019

2020

2021    2022

2023

2024

2025

Preț Gaz Natural

USD/GJ

11.1

11.3

11.3

11.3

11.4

11.4

11.4

EUR/GJ

8.57

8.70

8.71

8.73

8.74

8.75

8.77

EUR/1000m3

304.91

309.47

309.99

310.51

311.03

311.56

312.08

2026

2027

2028

2029

2030

2021

2032

USD/GJ

11.5

11.5

11.6

11.6

11.7

11.7

11.7

EUR/GJ

8.82

8.86

8.91

8.95

9.00

9.00

9.00

EUR/1000m3

313.72

315.36

317.01

318.65

320.29

320.29

320.29

2033

2034

2035

2036

2037

2038

USD/GJ

11.7

11.7

11.7

11.7

11.7

11.7

EUR/GJ

9.00

9.00

9.00

9.00

9.00

9.00

EUR/1000m3

320.29

320.29

320.29

320.29

320.29

320.29

Preț energie electrică și bonusul de cogenerare

Conform datelor statistice, prețul pieței pentru energia electrică livrată în SEN a variat în perioada 2014 -2016, între 33,99 euro/MWh si 37,4 euro/MWh. Pentru anii 2017 și 2018 s-a considerat prețul de vânzare comunicat de beneficiar.

Pentru perioada de prognoză, 2019 - 2038, s-a folosit ca preț de referință practicat pe piața energiei electrice liberalizate,prețulde 50 euro/MWh, preț recomandat de experții Jaspers la data elaborării etapei a doua de reabilitare a SACET Oradea, la care se estimează că se va ajunge în anul 2020.

Referitor la costul energiei electrice, structura prețului la care se estimează achiziția de energie electrică din SEN, pe perioada de prognoză a proiectului, este următoarea:

  • •  prețul energiei active de 50 de euro/Mwh (creștere constanta anuala pana in 2020);

  • •   prețul serviciilor de transport și sistem, practicate de transportatorul de energie electrică din România (Transelectrica SA), respectiv pentru zona Transilvania de Nord un tarif de 11,68 euro/Mwh;

  • •   prețul serviciilor de distribuție, practicate de distribuitorul de energie electrică din Transilvania de Nord (Electrica Distribuție Transilvania Nord) în funcție de nivelul de tensiune:

o energie electrică de înaltă tensiune - 4,03 euro/Mwh;

o energie electrică de joasă tensiune - 33,84 euro/Mwh.

La valoarea rezultată s-a adăugat anual valoarea bonusului de referință pentru energia electrică produsă și livrată din centralele de cogenerare de înaltă eficiență. Valoarea bonusului de cogenerare pentru perioada 2019 - 2021 luată în calcul este prezentată în tabelul de mai jos (cf. Ordin ANRE nr. 183/2018):

Tabel nr. 16 - Bonusurile de referință pentru energia electrică produsă în cogenerare de înaltă eficiență și livrată din centralele care beneficiază de schema de sprijin

tem

2019

2020

2021

Centrale de cogenerare cu funcționare pe gaze

lei/

MWh

156,47

151,27

146,07

naturale alimentate din rețeaua de transport

euro/

MWh

33,87

32,88

31,89

Centrale de cogenerare cu

lei/

MWh

169,13

161,93

154,73

funcționare pe combustibil solid

euro/

MWh

36,61

35,20

33,78

începând cu anul 2017, după punerea în funcțiune a noilor capacități de producție, GET Oradea a încasat bonusul aferent centralelor de cogenerare cu funcționare pe combustibil gazos.

Pentru analiza economică la monetizarea externalităților s-a utilizat valoarea economicăa electricității de

81,5 euro/MWh.

Numărul mediu de salariați și valoarea medie a salariilor

Conform datelor puse la dispoziție de operator, salariul mediu brut a evoluat în perioada 2013 - 2015, de la 7.610 euro/pers/an la 7.018 euro/an, pentru activitatea de producție și de la 6.019 euro/an la 5.823 euro/an, pentru activitatea de transport și distribuție. Pentru perioada 2019- 2036, asupra prețurilor medii unitare s-au aplicat creșteri procentuale egale cu creșterile reale ale câștigului salariat, comunicate de Comisia Națională de Prognoză.

Numărul mediu de salariați, în ambele scenarii, se prezintă astfel:

• în activitatea de producție, personalul este de 248 salariați și se menține pe perioada de analiză;

• în activitatea de transport și distribuție, personalul se reduce de la 222 salariați în 2018 la 200salariați (în 2020), după care se menține constant pe perioada de analiză.

Preț de achiziție a certificatelor de emisii CO2

Ipotezele de calcul avute în vedere la estimarea prețurilor certificatelor de emisii CO2 au avut la bază următoarele:

  • •   Prevederile HG 1096/2013 - pentru aprobarea mecanismului de alocare tranzitorie cu titlu gratuit a certificatelor de emisii de gaze cu efect de seră producătorilor de energie electrică, pentru perioada 2013-2020, inclusiv Planul național de investiții. Conform prevederilor HG 1096/2013 prețul de piață de referință pentru un certificat se utilizează dacă prețul certificatelor de emisii de gaze cu efect de seră deviază cu o valoare mai mare sau egală cu 10% față de valorile prezentate in anexa VI a Comunicării Comisiei 2011/C 99/03 "Document de orientare privind aplicarea opțională a art. 10c din Directiva 2003/87/CE";

  • •   Conform Anexei 2 de la HG 1096/2013, prețurile de piață de referință a certificatelor de emisii CO2 se pot raporta la prețurile CO2, din perioada 2013 - 2020, stabilite conform anexei VI la Comunicarea Comisiei 2011/C 99/03. Astfel pentru anul 2020, prețul CO2, în prețuri euro 2008, este de 20 euro/certificat, respectiv de 22,3 euro/certificat, după ajustarea cu inflația cumulată din perioada 2009-2014;

  • •  Anexa Vi la Comunicarea Comisiei (2011/C 99/03) - Ghid pentru aplicarea opțională a Articolului 10c din Directiva 2003/87/EC;

  • •  Având în vedere că prețurile din anexa VI la Comunicarea Comisiei (2011/C 99/03) sunt exprimate în euro prețuri din 2008, respectivele valori au fost actualizate utilizând rata europeană a inflației.

  • •   Prețul de referință pentru un certificat CO2, pentru perioada 2019 - 2036 se consideră că va atinge o valoarea țintă de 22,3 euro/certificat.

Valorile monetare ale emisiilor poluante de CO2, NOx, SO2 si pulberi au fost ajustate cu rata europeană a inflației, având în vedere că acestea au fost exprimate în prețuri din 2006.

Tabel nr. 17- Valori monetare ale externalităților (utilizate pentru estimarea costului economic al emisiilor CO2)

An

Cost economic CO2

Cost economic NOx

Cost economic SO2

Cost economic pulberi

EUR't CO2

EUR/tNOx

EUR/t SO2

EUR/iona

2019

40,2

9.689,1

295,4

60.261,8

2020

41,4

9.689,1

295,4

60.261,8

2021

42,5

9.689,1

295,4

60.261,8

2022

43,7

9.689,1

295,4

60.261,8

2023

44,9

9.689,1

295,4

60.261,8

2024

46,1

9.689,1

295,4

60.261,8

2025

47,3

9.689,1

295,4

60.261,8

2026

48,5

9.689,1

295,4

60.261,8

2027

49,6

9.689,1

295,4

60.261,8

2028

50,8

9.689,1

295,4

60.261,8

2029

52,0

9.689,1

295,4

60.261,8

■W—W—M— «lll ■ J Iii II.UL I

An

Gost economic CO2

Cost economic NOx

Cost economic SO2

Cost economic pulberi ______________________d

EUR/t CO2

EUR/t NOx

EUR/t SO2

EUR/tona

2030 - 2038

53,2

9.689,1

295,4

60.261,8

Parametri de conversie utilizați în analiză:

Tabel nr. 18 - Parametri de conversie

Factori de conversie

Valori

Conversie Gcal - Mwh

1,163

Conversie GJ - nr*

28,1

Rata schimb EUR-USD

1,3

  • 5.3. Costuri operaționale

  • 5.3.1 Situația curentă privind costuriie operaționale

Structura costurilor de exploatare urmărește categoriile principale de costuri prevăzute in ordinele ANRE 84/2013 si ANRSC 66/2007 și cuprinde:

  • A.  Costul de producție al energiei termice:

  • a.  Costuri variabile

  • •   Costuri cu combustibilul (inclusiv transportul);

  • •   Costuri materiale (energie electrică, apa, canal, reactivi, mase schimbătoare de ioni,);

  • •   Alte costuri variabile (certificate de emisii, alte costuri de mediu etc.).

  • b.  Costuri fixe

  • •   Costuri de personal;

  • •   Costuri materiale;

  • •   Costuri cu mentenanța și reparațiile;

  • •   Costuri cu alte servicii prestate de terți;

  • •   Costuri cu amortizarea (costuri ce nu vor fi incluse în analiza pentru calculul indicatorilor de performanță ai proiectului, întrucât amortizarea nu reprezintă element de cash-flow);

  • •   Costuri cu redevența (costuri ce nu vor fi incluse în analiza pentru calculul indicatorilor de performanță ai proiectului, întrucât redevența reprezintă un transfer între proprietarul și operatorul infrastructurii);

  • •   Alte costuri fixe.

  • B.  Costul de transport și distribuție al energiei termice:

  • a.  Costuri variabile

  • •   Costuri materiale;

  • •   Costuri cu energia electrică;

  • •   Alte costuri variabile.

  • b.  Costuri fixe

  • •   Costuri de personal;

  • •   Costuri materiale;

  • •   Costuri cu mentenanța și reparațiile;

  • •   Costuri cu alte servicii prestate de terți;

  • •   Costuri cu amortizarea (costuri ce nu vor fi incluse în analiza pentru calculul indicatorilor de performanță ai proiectului, întrucât amortizarea nu reprezintă element de cash-flow);

  • •   Costuri cu redevența (costuri ce nu vor fi incluse în analiza pentru calculul indicatorilor de performanță ai proiectului, întrucât redevența reprezintă un transfer între proprietarul și operatorul infrastructurii);

  • •   Alte costuri fixe.

Transpunerea conturilor din situațiile financiare ale operatorilor de termoficare in modelul financiar de ACB a trebuit sa tina seama si de următoarelepremise:

  • •   Pentru anul 2013, costurile aferente activității de producție sunt preluate din situațiile financiare ale Electrocentrale Oradea, in timp ce costurile aferente activității de transport si distribuție au fost preluate din situațiile financiare ale Electrocentrale Oradea pana la 30.08.2016, iar pentru ultimul trimestru 2016, din situațiile financiare Termoficare Oradea;

  • •   Pentru anii 2014 si 2015, costurile aferente activității de producție sunt preluate din situațiile financiare ale Electrocentrale Oradea, in timp ce costurile aferente activitatii de transport si distribuție au fost preluate din situațiile financiare ale Termoficare Oradea;

  • •   Pentru anul 2016, s-a optat pentru următoarea abordare:

o costurile aferente consumului de combustibili sa fie calculate si extrapolate pe întregul an conform datelor din bilanțul energetic la 30.07.2016, furnizate de Beneficiar;

o costurile aferente activității de producție, cu excepția consumului de combustibili, au fost preluate din situațiile financiare ale Electrocentrale Oradea la 30.06.2016, iar pana la 30.10.2016, din situațiile financiare ale Termoficare Oradea;

o costurile aferente activității de transport si distribuție au fost preluate din situațiile financiare ale Termoficare Oradea. Pentru ultimele doua luni din anul 2016, costurile au fost extrapolate pe baza datelor din balanța de verificare la 31.10.2016 si a informațiilor cu privire la plăti punctuale, furnizate de operator;

  • •   Preluarea de Termoficare Oradea a serviciilor de transport si distribuție, ulterior si de exploatare a capacităților de producție de energie electrica si termica, atrage după sine o modificare atat a structurii de costuri cat si a cuantumului aferent (in special, costurile fixe). Aceasta modificare rezida, in principal, din faptul ca preluarea nu a constat într-oabsorbție sau fuziune, sub aspect juridic, ci in transferul exclusiv al echipamentelor si instalațiilor, aflate in proprietatea publica sau privata a UAT Oradea, de la o entitate la alta, precum si a personalului rămas in urma disponibilizărilor. Prin urmare, o serie de costuri aferente activitățiidesfășurate de Electrocentrale Oradea nu se mai regăsesc, in mod firesc, in situațiile financiare ale Termoficare Oradea (amortizarea activelor aflate in proprietatea Electrocentrale Oradea, o serie de taxe si impozite percepute pe activele deținute in proprietate de către Electrocentrale Oradea, regularizarea bonusului de cogenerare, costuri fixe aferente staff-ului administrativ sau cele legate de procesul de insolventa, datoriile comerciale si accesoriile aferente - mai puțin cele de la Transelectrica, costurile de întreținere si mentenanță, alte servicii prestate de terți care nu sunt direct legate de activitatea de producție);

  • •   Referitor la bonusul de cogenerare pentru luna octombrie 2016, acesta a fost stabilit prin Decizia ANRE nr. 1804 din 22.11.2016 cu privire la aprobarea cantităților de energie electrică produsă în cogenerare de înaltă eficiență care beneficiază de bonus. Cantitatea de energie electrica pentru care s-a acordat bonus este 16.896,790 MWh iar cuantumul bonusului aferent lunii octombrie 2016 este în valoare de 3.353.843,85 lei, sumă care a fost încasată în data de 29.11.2016;

Costurile de operare ale SACET pentru perioada 2013 - 2016 au fost preluate din situațiile financiare ale operatorilor Termoficare Oradea SA și Electrocentrale Oradea SA:

Tabel nr. 19- Costuri de operare SACETOradea în perioada 2015 - 2018- EURO

Costuri operaționale SACET defalcate pe activități

Activitatea de producție:

2015

2016

2017

2018

Cheltuieli variabile realizate:

31.196.025

28.032.060

46.032.111

43.395.257

Cheltuieli cu combustibilul (inel, transport) - cărbune

20.268.820

14.497.310

Cheltuieli cu combustibilul {inel, transport) - gaze naturale

2.717.900

9.672.629

43.775.073

40.607.663

Cheltuieli cu combustibilul {inel, transport) - păcură

4.102.955

2.877.174

Cheltuieli materiale

1.011.340

884.619

842.715

661.280

Alte cheltuieli variabile

3.095.011

100.329

1.414.323

2.126.314

Cheltuieli fixe realizate:

13.209.369

9.757.119

12.234.799

11.262.997

Cheltuieli de personal

4.182.334

2.352.825

2,515,170

2.628.353

Cheltuieli materiale

48.580

22.140

20,213

17.330

Cheltuieli de reparații și mentenanță

1.442.055

246.303

1,984,680

1.984.680

Cheltuieli cu alte servicii prestate de terți

239.037

222.171

222,171

222.171

Cheltuieli cu amortizarea

307.962

18.185

-

Cheltuieli cu redevența

13.498

1.071.460

4,184 558

3.102.457

Alte cheltuieli fixe

6.975.903

5.824.034

3,308,007

3.308.007

TOTAL ACTIVITATE PRODUCȚIE

37.824.926

44.405.394

39.203.597

58.892.289

Activitatea de transport și distribuție:

2015

2016

2017

2018

Cheltuieli variabile realizate:

2.287.924

1.989.180

2.080.996

1.945.349

Cheltuieli materiale

1.479.265

1.137.157

1.341.125

1.253.187

Cheltuieli cu energia electrică

808.659

852.023

739.872

692.162

Alte cheltuieli variabile

-

-

Cheltuieli fixe realizate:

3.118.458

3.554.030

4.150.233

5.281.110

Cheltuieli de personal

1.847.886

1.936.584

1.966.698

1.952.440

Cheltuieli materiale

86.861

53.208

53.208

53.208

Cheltuieli de reparații și mentenanță

524.540

610.206

952.805

1.047.637

Cheltuieli cu alte servicii prestate de terți

357.876

408.287

408.287

408.287

Cheltuieli cu amortizarea

105.015

123.992

123.636

121.509

Cheltuieli cu redevența

1.125

115.742

450.444

1.502.875

Alte cheltuieli fixe

195.155

306.010

195.155

195.155

TOTAL ACTIVITATE TRANSPORT &DISTRIBUȚIE

5.406.382

5.543.210

6.231.229

7.226.459

TOTAL CHELTUIELI OPERARE SACET

49.811.775

43.332.389

64.498.140

61.884.713

Sursa: SC Termoficare Oradea SA, SC Electrocentrale SA Oradea

în general, în perioada analizată, cheltuielile s-au situat pe un trend fluctuant în perioada analizată, cu o scădere în 2016 față de anul anterior, creștere în 2017 față de 2016 și scădere în 2018 față de 2017 în activitatea de distribuție, ponderea cea mai mare este deținută de cheltuielile de personal.

în activitatea de producție, costurile cu combustibilul reprezintă categoria majoritară de cheltuieli.

Tabel nr. 20 - Transpunere costuri financiare istorice in modelul financiar

Tip cheltuiala conform Model Financiar

Natura cheltuielii (corelație cu conturile contabile din situațiile financiare ale operatorilor)

Observații evoluție perioada istorica (2015 -2018)

PRODUCȚIE

Costuri variabile

Costuri materiale

Materiale consumabile (chimicale), consum energie electrica (Fidelis), apa tehnologica, transport energie electrica

Pentru anul 2019 costurile materiale au fost estimate proporțional cu variația cantitatii de nergie termica produsa

Alte costuri materiale

Certificate GES, cheltuieli protecția mediului, cheltuieli cu fondul de mediu

După 2016, costurile cu certificatele de emisii CO2 au fost calculate pe baza cantității de certificate necesar a fi cumpărate și a prețului estimat pentru un certificat.

Costuri fixe

Costuri materiale

Cheltuieli privind obiectele de inventar, cheltuieli cu materialele nestocate, cheltuieli cu materialele consumabile, cheltuieli cu mărfurile

In anul 2016, cuantumul cheltuielilor materiale se reduce ca urmare a schimbării structurii de operare (Termoficare Oradea obține licența provizorie ANRE 1932/03.08.2016, iar in ședința din 25.11.2016, se obține licența pentru exploatarea capacitatilor de producție energie electrica). Tendința de reducere a cheltuielilor se menține pentru anii 2017 și 2018. Din 2019 se consideră că acestea vor rămâne constante la valoarea din 2018

Costuri cu lucrările de întreținere si reparații

Cheltuieli de intretinere si reparații, cheltuieli cu materialele auxiliare, cheltuieli cu combustibilul, cheltuieli cu piesele de schimb

Costurile de intretinere si reparații la sursa s-au menținut în 2018 la același nivel ca în 2017. Trendul constant s-a menținut și după 2019

Alte cheltuieli cu serviciile executate de terti

Cheltuieli cu deplasările, cheltuieli poștale si de telecomunicații, cheltuieli cu comisioanele bancare, cheltuieli cu serviciile executate de terti

Costurile cu serviciile excutate de terti s-au redus, deoarece operatorul a optat pentru intervenții minime necesare la instalațiile vechi de producție pentru a asigura continuitatea serviciilor de alimentare cu energie termica a consumatorilor din municipiul Oradea. Acestea au avut aceeși valoare in 2017 și 2018. S-a optat pentru mneținerea valorii si ducă 2019

Cheltuieli cu amortizarea imobilizărilor

Cheltuieli cu amortizarea activelor deținute in proprietate

Costurile cu amortizarea activelor aflate in proprietatea Electrocentrale Oradea au fost considerate zero începând cu2017 având în vedere reorganizarea companiei.

Cheltuieli cu redeventa

Cheltuieli cu redeventa datorata UAT Oradea

Redevența datorata către UAT Oradea a fost calculata la valoarea amortizării mijloacelor fixe aferente proiectului, incluzând mijloacele fixe existente

Alte cheltuieli fixe

Cheltuieli cu primele de asigurare, cheltuieli cu studiile si cercetarea, cheltuieli de reclama si publicitate, cheltuieli cu impozite si taxe (impozit pe clădiri, taxa pe teren si mijloace de transport, taxa ANRE, emisii poluanti), despăgubiri, amenzi si penalitati, cheltuieli cu activele cedate, alte cheltuieli de exploatare, cheltuieli financiare (dobânzi credite, diferente de curs valutar), apa netehnologica, regularizare bonus de cogenerare, costuri suportate pentru dezechilibre pe piața de energie electrica

Costurile fixe înregistrate la nivelul anilor 2017 și 2018 au fost preluate și după 2019.

TRANSPORT SI DISTRIBUȚIE

Costuri fixe

Costuri cu lucrările de întreținere si

Cheltuieli de intretinere si reparații, cheltuieli cu materialele auxiliare, cheltuieli cu combustibilul, cheltuieli cu piesele de schimb

Evoluția acestui tip de costuri pe perioada 2015-2018 se datorează in principal politicii de mentenantă a operatorului. Astfel, având in

reparații

vedere vechimea mare a rețelelor de termoficare și starea tehnică precară a acestora, intervențiile din aceasta perioada s-au tradus în reparații de mică anvergură, dar din ce în ce mai dese, mai ales pe rețeaua de distribuție. In programele de investiții și reparații din sursele de finanțare mai consistente au fost introduse până acum doar rețelele de transport, din considerentul că fiind mai aproape de sursă, orice investiție într-un tronson de rețea de transport vizează un număr mult mai mare de utilizatori/consumatori.

De asemenea, avariile înregistrate in aceasta perioada au fost multe ca frecventa însă de amploare redusa, fiind datorate coroziunii punctiforme, cauzata de lipsa degazării corespunzătoare.In SF s-a analizat si prezentat faptul ca instalațiile de degazare a apei de adaos in sistemul de termoficare au capacitatea depășită de debitul mare al pierderilor de fluid in rețelele termice. Intervențiile pentru eliminarea avariilor, in cele mai multe cazuri, se realizează fără oprirea alimentarii cu căldură si/sau apa calda. Eliminarea avariilor se face prin montarea de dopuri si bride, soluții atehnice, dar necesare, pentru a se reduce cat mai mult întreruperile in alimentarea consumatorilor

Cheltuieli cu redeventa

Cheltuieli cu redeventa datorata UAT Oradea

Redeventa datorata către UAT Oradea a fost calculata si plătită conform Contractului de delegare a gestiunii serviciului de transport, distribuție și furnizare a energiei termice în sistem centralizat nr. 1/196/06.08.2013.

Alte cheltuieli fixe

Cheltuieli cu primele de asigurare, cheltuieli cu studiile si cercetarea, cheltuieli de reclama si publicitate, cheltuieli cu impozite si taxe (impozit pe clădiri, taxa pe teren si mijloace de transport, cota ANRSC, taxa drum), despăgubiri, amenzi si penalitati, cheltuieli cu activele cedate, alte cheltuieli de exploatare, cheltuieli financiare (diferente de curs valutar),cheltuieli cu chiria si închirierea de mașini si utilaje

Preluarea de către Termoficare Oradea, in august 2013, a serviciului de transport si distribuție energie termica a condus la schimbarea structurii de operare (active diferite, personal diferit) si implicit la schimbarea structurii de costuri. Astfel, in situația financiara a noului operator nu se mai resimte impactul costurilor cu dobânzile la credite si a penalităților la facturile neplătite terților (cu excepția Transelectrica), a impozitelor si taxelor pe active ale proprietarului (Electrocentrale).

In anii 2017 și 2018 s-au înregistrat valori similare ale acestor costuri. Tendința s-a pșstrat și din 2019 înainte.

  • 5.3.2 Evoluția viitoare privind costurile operaționale

în estimarea costurilor operaționale pentru întreg orizontul de analiză s-a ținut cont de informațiile privind costurile istorice (furnizate de operator), informațiile prezentate în partea tehnică a Studiului de fezabilitate și de alte informații cu implicații asupra fluxului de numerar al proiectului (efectele investiției din prima etapă a planului de investiții pe termen lung).

De asemenea, s-au luat în calcul următoarele:

• prevederileHCL 443/2016, conform cărora sunt retrase bunurile proprietate publică și privată a municipiului Oradea date în concesiune societății Electrocentrale Oradea și se dau în concesiune către societatea Termoficare Oradea SA, începând cu data de 15.07.2016. Prin Actul adițional nr. 11/27.09.2016, prin care se concesionează, pe durata derulării contractului de delegare a gestiunii serviciului de transport, distribuție și furnizare a energiei termice in sistemul centralizat activelor fixe aparținând domeniului public și privat al municipiului Oradea în valoare de 341.666.479,18 lei, inclusiv TVA, rezultate în urma implementării proiectului Reabilitarea sistemului de termoficare urbană la nivelul Municipiului Oradea pentru perioada 2009-2028 în scopul conformării la legislația de mediu și creșterii eficienței energetice"- Implementare proiect la sursa CET Oradea.

  • •   Obținerea de către Termoficare Oradea a licenței provizorie ANRE 1932/03.08.2016, iar ulterior, prin Decizia ANRE nr.1824 din 25.11.2016 obținerea Licenței nr.1975 din 25.11.2016 pentru exploatarea comercială a capacităților de producere a energiei termice în cogenerare cu durata de valabilitate 25 de ani, care autorizează funcționarea societății.

  • •  Stingerea datoriei către Transelectrica a SC Electrocentrale Oradea SA pentru suma de 29.259.377,01 lei a fost realizată prin încheierea "Contractului de preluare a datoriei” între C.N.T.E.E. Transelectrica SA București, societatea Termoficare Oradea și Electrocentrale Oradea. Termoficare Oradea a înlocuit debitorul inițial, Electrocentrale Oradea, și va plăti debitul restant în 24 de rate lunare, conform contractului de preluare a datoriei.

Ipotezele de calcul utilizate în prognoza costurilor operaționale pentru perioada 2019 - 2038 sunt următoarele:

  • •   Pentru scenariul fără proiect, costurile aferente activității de producție, transport și distribuție apă fierbinte pentru consumatori casnici si non-casnici au fost estimate astfel:

o Eliminarea din categoria cheltuielilor fixe aferente activității de producție a costurilor cu privire la regularizările efectuate in urma analizei de supracompensare a activității de producere energie electrica de înaltă eficiență;

o Eliminarea din categoria cheltuielilor fixe aferente activității de producție a altor categorii de costuri proprii activității desfășurate de Electrocentrale Oradea (cheltuielile cu dobânzile la credite bancare, cheltuieli cu impozite si taxe percepute pe activele deținute in proprietate, etc);

o Eliminarea cheltuielilor cu amortizarea bunurilor deținute in proprietate de către Electrocentrale Oradea;

o Eliminarea consumului de cărbune și păcură, începând cu anul 2017;

o Reducerea consumului de apa brută sau pre-tratată cu 307.892 mc/an (respectiv o reducere a costurilor aferente cu 4,1%);

o Pentru categoria alte costuri fixe aferente activității de transport si distribuție, se apreciază ca valoare de referință costurile înregistrate in anul 2015, datoriile la furnizori au scăzut de la 7.948.507 euro la 31.12.2015 la 939.509 euro la 30.10.2016;

o Reluarea achiziției de certificate GES;

o Introducerea costurilor estimate de întreținere și reparații pentru activitatea de producție (aferente noilor echipamente ce se vor instala în sursă), conform informațiilor furnizate de operator:

Contractul de mentenanță a noii centrale pe gaz încheiat între Termoficare Oradea și General Electric International Wilmington - Sucursala România a fost adjudecât in luna iunie 2016. De asemenea, contractul este prevăzut cu o durată de 120.000 ore de funcționare a turboagregatului sau 20 de ani de la data semnării contractului, oricare va interveni prima si are o valoare de 19.131.199 euro.

Planul de mentenanță are ca baza graficul de lucrări transmis de către General Electric International Wilmington - Sucursala România, valorile introduse in modelul ACB fiind liniarizate.

o Eliminarea costurilor de întreținere și reparații pentru instalațiile și echipamentele care se vor demonta în sursă.

o Reducerea costurilor de personal având în vedere structura de personal comunicata la 30.07.2016 de către Termoficare Oradea SA;

o Modificarea valorii redevenței anuale ca urmare a HCL 701/2016, prin care se modifica articolul 8 din Capitolul V „Redevența" din Contractul de delegare a gestiunii serviciului de transport, distribuție și furnizare a energiei termice în sistem centralizat nr. 1/196/06.08.2013, respectiv redevența datorata de operator este egala cu echivalentul amortizării lunare a bunurilor rezultate ca urmare a implementării proiectului "Reabilitarea sistemului de termoficare urbană la nivelul Municipiului Oradea pentru perioada 2009-2028 în scopul conformării la legislația de mediu și creșterii eficienței energetice" precum și a celor care vor rezulta în urma implementării proiectelor de investiții viitoare. Valoarea redevenței lunare va fi variabila în funcție de intrările/ieșirile bunurilor menționate anterior în/din patrimoniul proprietarului Municipiul Oradea și date spre concesiune societății Termoficare Oradea SA.

Astfel, valoarea redevenței a fost calculată luând în considerare valoarea bunurilor-active fixe concesionate conform Actului adițional nr. 11/27.09.2016, prin care se concesionează, pe durata derulării contractului de delegare a gestiunii serviciului de transport, distribuție și furnizare a energiei termice in sistemul centralizat activelor fixe aparținând domeniului public și privat al municipiului Oradea în valoare de 341.666.479,18 lei, inclusiv TVA, rezultate în urma implementării proiectului Reabilitarea sistemului de termoficare urbană la nivelul Municipiului Oradea pentru perioada 2009-2028 în scopul conformării la legislația de mediu și creșterii eficienței energetice”-Implementare proiect la sursa CET Oradea;

  • •   Pentru scenariul cu proiect, începând cu anul 2023, costurile estimate în scenariul fără proiect, au fost ajustate cu efectul incremental al implementării investiției:

o Reducerea netă a pierderilor în rețele cu 69.311 Gcaî/an (290,19 TJ/an);

o Reducerea consumului de energie electricăal pompelor de termoficare și de circulație a agentului pentru încălzire cu circa 324 MWe;

o Modificarea valorilor cheltuielilor variabile (cheltuieli cu combustibilul, alte costuri materiale etc) ca urmare a modificării numărului de consumatori casnici și non-casnici.

  • •   Cheltuielile cu personalul pentru perioada 2019 - 2038 sunt prognozate utilizând o rată de creștere echivalentă cu rata de creștere în termeni reali a salariilor, publicată de Comisia Națională de Prognoză; Numărul mediu de salariați, în ambele scenarii, se reduce pe perioada de prognoză a proiectului astfel:

o în activitatea de producție, personalul este de 248 salariați și se menține pe perioada de analiză;

o în activitatea de transport și distribuție, personalul se reduce de la 222 salariați în 2018 la 200 salariați (în 2020), după care se menține constant pe perioada de analiză.

  • •   Din punct de vedere structural, cheltuielile cu redevența au fost incluse în categoria costurilor operaționale în concordanță cu prevederile contractului de delegare a gestiunii și cu prevederile Hotărârilor de Consiliu Local specifice. Totuși, pentru a respecta metodologia ACB (având în vedere că analiza cost beneficiu se realizează consolidat - proprietar și operator - costul cu redevența reprezintă un transfer), respectivele costuri nu sunt luate în calcul pentru calculul indicatorilor de performanțăai proiectului.

  • •   în categoria „Alte costuri variabile” aferentă activității de producție au fost incluse costurile cu achiziția certificatelor de emisii CO2 și alte costuri cu protecția mediului (plata taxelor la fondul de mediu pentru emisiile de SO2, NOx). Calculul costurilor cu certificatele de emisii CO2 în scenariile „fără proiect” și „cu proiect” este prezentat detaliat în modelul tabelar (Excel).

Evoluția detaliată a costurilor operaționale în ambele scenarii („fără proiect” și „cu proiect”) pe categorii de costuri și activități este prezentată în Modelul Financiar.

  • 5.4. Tarife, subvenții și analiza de suportabilitate

  • 5.4.1. Analiza de suportabilitate

Analiza de suportabilitate se elaborează în vederea stabilirii tarifului maxim ce poate fi suportat de populația beneficiară a serviciului de termoficare, tarif care să acopere atât costul de producere cât și valoarea investițiilor propuse a se realiza pentru modernizarea SACET.

în evaluarea nivelului de suportabilitate a tarifelor pentru energia termică, au fost utilizate următoarele informații:

  • •  Venitul mediu net estimat pe gospodărie la nivel național. Acesta a fost calculat utilizând celor mai recente date socio-economice referitoare la venitul mediu brut pe gospodărie la nivel național din care au fost deduse taxele și impozitele aferente acestui venit. Pentru perioada 2013 -2015 datele statistice referitoare la venitul pe gospodărie au fost preluate din bazele de date {Tempo online) disponibile pe website-ul Institutului Național de Statistică. Informațiile despre creșterea venitului mediu anual pe gospodărie au avut la bază ratele de creștere ale PIB, așa cum sunt indicate și publicate de Comisia Națională de Prognoză (CNP). De asemenea, ratele de schimb euro-lei au avut la bază cele mai recente prognoze ale CNP.

  • •   Venitul mediu disponibil estimat pe gospodărie la nivelul municipiului, prin utilizarea unui factor de corecție calculat ca raport între câștigul salarial mediu la nivel județean și câștigul salarial mediu la nivel național. Câștigurile salariale medii (la nivel național și județean) au fost calculate în baza datelor statistice din Buletinele Statistice lunare (naționale și județene) publicate de Institutul Național de Statistică

  • •   Volumul mediu al vânzărilor de căldură (în Gcal) pe gospodărie calculat prin împărțirea consumului total al rezidenților din municipiul Oradea la numărul total de gospodării deservite. Informațiile privind consumul total de căldură și numărul de gospodării deservite au fost furnizate de către operatorul SACET (SC Termoficare Oradea SA)

Cheltuiala medie anuală aferentă serviciilor de termoficare pe gospodărie, calculată prin împărțirea volumului mediu de vânzări (consumuri estimate) la venitul mediu. Acest raport arată șupo(labilitatea medie a serviciilor de termoficare pentru consumatorii cu venituri medii.

Veniturile populației deservite de SACET au un impact direct și semnificativ asupra gradului de suportabilitate a tarifelor pentru energia termică. Analizând structura veniturilor la nivel național pentru anul 2016, totalul veniturilor monetare lunare pe persoană însumează 631 euro/lună, din care totalul taxelor și impozitelor un cuantum de 126 euro/lună. Rezultă un venit net pe gospodărie la nivel național, de 505 euro/lună, aferent anului 2016.

Institutul Național de Statistică nu furnizează informații referitoare la veniturile medii ale gospodăriilor la nivel local (municipal). Pentru obținerea unei baze rezonabile privind evaluarea suportabilității, venitul mediu la nivelul municipiului Oradea a fost estimat utilizând un factor de corecție calculat ca raport între câștigul salarial mediu la nivel județean și câștigul salarial mediu la nivel național.

Venitul mediu disponibil la nivel național este prezentat în tabelul următor:

Tabel nr. 21 - Venit mediu net disponibil pe gospodărie la nivel național

VOnit pe ^Qspc^rie (<brd4unăT ’J 20 = 201?      |      201B     1

Venit mediu brut pe gospodărie

656

689

707

Taxe, impozite, contribuții

133

140

144

Venit mediu net pe gospodărie_________

523

549

564

Sursa: Institutul Național de Statistică, Comisia Națională de Prognoză (CNP); Calcule Consultant

Prezentăm în continuare estimarea venitului mediu la nivelul municipiului Oradea.

Tabel nr. 22 - Calcul venit mediu disponibil pe gospodărie ia nivelul municipiului Oradea

Ifar'j |

20 >6

2017

tDt 8

Câștigul salarial mediu brut la nivel național (lei)

2.809

3.223

4.385

Câștigul salarial mediu brut la nivelul județului Bihor (lei)

2.159

2.584

3.659

Factor de corecție

76,9%

80,2%

83,4%

Venitul mediu disponibil în municipiul Oradea(euroZlună)

402

440

470

Sursa: Calcule consultant în baza datelor din publicațiile CNP

Venitul mediu disponibil pentru gospodăriile din municipiul Oradea a fost estimat prin ajustarea venitului național mediu disponibil al gospodăriilor cu factorul de corecție rezultat.

Aceste venituri reprezintă baza de calcul a gradului de suportabilitate pentru perioada 2016 - 2018. Pentru următorii ani (2019 - 2038), venitul mediu disponibil al gospodăriilor la nivel local a fost prognozat pornind de la venitul disponibil la nivel național ajustat cu factorul de corecție dintre salariul la nivel național și salariul la nivel local. Calculul detaliat se prezintă în modelul excel.

Consumul mediu de căldură la nivel de gospodărie pentru municipiul Oradea, istoric și prognozat se consideră astfel:

2019

67,111

67,111

461,106

461,106

6.87

6.87

2020

67,729

67,729

462,775

462,775

6.83

6.83

2021

68,299

68,299

464,108

464,108

6.80

6.80

2022

68,773

68,773

464,781

464,781

6.76

6.76

2023

68,651

68,773

461,422

462,246

6.72

6.72

2024

68,503

68,773

457,906

459,726

6.68

6.68

2025

68,329

68,773

454,237

457,219

6.65

6.65

2026

68,129

68,773

450,414

454,726

6.61

6.61

2027

67,903

68,773

446,441

452,246

6.57

6.58

2028

67,651

68,773

442,319

449,780

6.54

6.54

2029

67,373

68,773

438,049

447,328

6.50

6.50

2030

67,069

68,773

433,634

444,889

6.47

6.47

2031

66,739

68,773

429,076

442,463

6.43

6.43

2032

66,383

68,773

424,376

440,050

6.39

6.40

2033

66,001

68,773

419,537

437,651

6.36

6.36


u II II

435,264


2035

2036

2037

2038


65,159

64,699

64,213

63,701


68,773

68,773

68,773

68,773


409,447

404,200

398,821

393,312


432,891

430,531

428,183

425,848


l'fpjji i

6.32

6.28

6.25

6.21

6.17


«ți

633

6.29

6.26

6.23

""6J9


Evaluarea ponderii cheltuielilor cu energia termică în total venit mediu disponibil pentru perioada 2016 - 2018 este prezentată în tabelul următor:

Venitul mediu disponibil în municipiul Oradea țeuro/QOSpodărie/lună.i

401,73

440,13

470,46

Venitul mediu disponibil în municipiul Oradea (euro/gospodărie/an)

4820,81

5281,53

5645,47

Cantitatea de căldură livrată populației (Gcal/an)

438.999

471.395

459.261

Consum mediu anual de căldură pe gospodărie (Gcal/gospodărie)

6,72

7,16

6,91

Preț de facturare ET livrată populației (euro/Gcal inel. TVA)

53,45

53,07

60,20

Valoare anuală alocată pentru plata ET (euro/an)

359

380

416

Ponderea cheltuielilor cu energia termică în total venit mediu disponibil

7,45%

7,19%

7,37%

Sursa: SC Termoficare Oradea SA; Calcule consultant

Având în vedere studiile relevante din domeniu, raportul mediu de suportabilitate pentru stabilirea tarifelor este de 8,5% pentru gospodăriile cu venituri medii, pentru întregul an.

Astfel, noua propunere a planului tarifar pentru perioada 2019 - 2038 va ține cont de încadrarea prețului local de facturare a energiei termice în limita maximă de 8,5% din venitul mediu pe gospodărie dar si de impactul psihologic al creșterii tarifare asupra comportamentului de cumpărare a consumatorului, având in vedere competitivitatea in raport cu prețurile alternativei de încălzire individuală.

Un posibil scenariu pentru politica tarifară, corelat cu gradul maxim de suportabilitate menționat ar putea fi următorul:

  • •  pentru perioada 2019 - 2021, se propune creșterea cu 5% pe an a tarifului existent, astfel încât la nivelul anului 2021, acesta să ajungă la 8,5% din venitul mediu disponibil estimat.

  • •  pentru perioada 2022 - 2038, valoarea tarifului va reprezenta 8,5% din venitul mediu disponibil estimat.

Evoluția venitului mediu net disponibil pentru gospodăriile din municipiul Oradea, ponderea cheltuielilor cu energia termică (rata de suportabilitate) propusă, precum și venitul mediu alocat pentru plata energiei termice estimat pentru perioada 2016- 2038sunt prezentate în tabelul următor:

euro/an

%

euro/an

Istoric

2016

4,821

7.45%

359.19

2017

5,282

7.19%

379.59

2018

5,645

7.37%

416.05

Realizare inv

2019

6,018

7.74%

465.68

2020

6,468

8.13%

525.51

2021

6,906

8.50%

587.01

2022

7,283

8.50%

619.06

Operare

2023

7,465

8.50%

634.54

2024

7,652

8.50%

650.40

2025

7,843

8.50%

666.66

2026

8,039

8.50%

683.33

2027

8,240

8.50%

700.41

2028

8,446

8.50%

717.92

2029

8,657

8.50%

735.87

2030

8,802

8.50%

748.19

2031

8,950

8.50%

760.73

2032

9,100

8.50%

773.47

2033

9,252

8.50%

786.42

2034

9,407

8.50%

799.60

2035

9,565

8.50%

812.99

2036

9,725

8.50%

826.61

2037

9,888

8.50%

840.45

2038

10,053

8.50%

854.53

Sursa: Calcule consultant

  • 5.4.2. Tarife și subvenții

Mecanismele tarifelor globale trebuie definite prin măsurarea sustenabilității financiare a proiectului, astfel încât să existe un compromis echilibrat între constrângerile date de suportabilitate (stabilite de regulamente) și nevoia de a optimiza resursele financiare ale proiectului.

Având în vedere faptul că energia termică destinată sistemului centralizat de alimentare a municipiului Oradea este produsă în cogenerare, în ceea ce privește mecanismul de stabilire a tarifelor sunt incidente prevederile Legii energiei electrice și a gazelor naturale nr, 123/2012.

Astfel, în art. 75, alin. (1), lit. I) din lege sunt menționate ca prețuri reglementate prețurile pentru energia termică destinată consumului populației, produsă în instalațiile de cogenerare. în art. 76 se menționează în legătură cu prețurile și tarifele reglementate pentru activitățile de producere, transport, distribuție și furnizare a energie termice produse în centrale de cogenerare că acestea se stabilesc pe baza metodologiilor aprobate și publicate de autoritatea competentă. La calculul prețurilor și tarifelor se iau în considerare costurile justificate ale activităților respective, cheltuielile pentru dezvoltare și protecția mediului și o cotă rezonabilă de profit.

în ce privește metodologia de stabilire a prețului de producere a energiei termice în cogenerare, reglementările în vigoare la acest moment sunt conținute de Ordinul AN RE nr. 83/2013 privind aprobarea Metodologiei de stabilire a prețurilor pentru energia electrică vândută de producători pe bază de contracte reglementate și a cantităților de energie electrică din contractele reglementate încheiate de producători cu furnizorii de ultimă instanță și Ordinul ANRE nr. 84/2013 privind aprobarea Medologiei de determinare și monitorizare a supracompensării activității de producere a energiei electrice și termice în cogenerare de înaltă eficiență care beneficiază de schema de sprijin de tip bonus, acesta din urmă cu modificările din Ordinul ANRE nr. 16/2014.

Cota rezonabilă de profit reglementat pentru producerea energiei termice în cogenerare este stabilită în Ordinul ARNE nr. 83/2013 la 4% din costurile totale.

Tarifele de transport și distribuție a energiei termice sunt reglementate prin Ordinul ANRSC nr. 66/2007 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. Potrivit prevederilor art. 6, alin. (4), și art. 9, alin, (3), lit. (g), cota maximă de profit pentru stabilirea tarifelor de transport și distribuție a energiei termice este de 5% din costuri.

Adiacent metodologiei de tarifare, stabilita de autoritatile de reglementare, o metoda mai aproape de realitate si recomandat a fi aplicabila este balancing tariff methodology. Conform acestei metodologii, tariful energiei termice este stabilit ca diferența intre costurile totale ale procesului de cogenerare si veniturile din vânzarea energiei electrice.

  • a) Evoluția istorica a tarifelor pentru energie termica

Potrivit art. 3, alin. (2) din OG nr. 36/2006, autoritățileadministrației publice locale pot aproba preturi locale ale energiei termice facturate populației mai mici decât prețul de producere, transport, distribuție și furnizare a energiei termice livrate populației. Aceste tarife sunt stabilite in strânsălegătura cu constrângerile date de suportabilitate.

Evoluția tarifelor la energia termica din municipiul Oradea, sunt prezentate in tabelul următor:

Tabel nr. 26 - Tarife energie termica municipiul Oradea - date istorice

Ani

Preț local ET (euro/Gcal fărăTVA)

Preț local de facturate populației (euro/Gcal

Subvenții unitare (euro)

p . .       Non domestic     Domestic

customer      Customer

fărăTVA)

2016

01.01.2016 -

30.06.2016

45,19

45,19

44,54

0,64

01.07.2016-

31.12.2016

54,71

54,71

44,54

10,16

2017

01.01.2017 -

31.01.2018

54,71

54,71

44,54

10,16

2018

01.02.2018

71,58

55,69

46,69

9,00

Sursa: HCL-uri Municipiul Oradea

  • b) Planul tarifar - situație previzionala

în baza premiselor prezentate la secțiuneaAna/iza de suportabilitate, cu privire la venitul mediu pe gospodărie alocat pentru plata facturii de energie termica, cantitatea de căldură consumata de o gospodărie si scenariul previzionat de suportabilitate, se estimează un plan tarifar (preț local de referință) pentru perioada 2019 - 2038, conform celor dintabelul următor.

Tabel nr. 27 - Calcul tarif energie termică suportabil (PLR) pentru populație

Anul

Venit mediu disponibil alocat pentru plata ET

Venit mediu disponibil alocat pentru plata ET

Consum mediu pe gospodărie

Evoluție PLR ținând seama de suportabilitate

(euro/an cu TVA)

(euro/an fără TVA)

Gcal/an

(euro/Gcal cu TVA)

(euro/Gcal fără TVA)

2019

465.7

391.3

6.9

67.8

57.0

2020

525.5

441.6

6.8

76.9

64.6

2021

587.0

493.3

6.8

86.4

72.6

2022

619.1

520.2

6.8

91.6

77.0

2023

634.5

533.2

6.7

94.4

79.3

2024

650.4

546.6

6.7

97.3

81.8

2025

666.7

560.2

6.6

100.3

84.3

2026

683.3

574.2

6.6

103.3

86.8

2027

700.4

588.6

6.6

106.5

89.5

2028

717.9

603.3

6.5

109.8

92.2

2029

735.9

618.4

6.5

113.1

95.1

2030

748.2

628.7

6.5

115.7

97.2

2031

760.7

639.3

6.4

118.2

99.4

2032

773.5

650.0

6.4

120.9

101.6

2033

786.4

660.9

6.4

123.6

103.8

2034

799.6

671.9

6.3

126.3

106.2

2035

813.0

683.2

6.3

129.2

108.5

2036

826.6

694.6

6.3

132.0

111.0

2037

840.5

706.3

6.2

135.0

113.4

Anul

Venit mediu disponibil alocat pentru plata ET

Venit mediu disponibil alocat pentru plata ET

Consum mediu pe gospodărie

Evoluție PLR ținând seama de suportabilitate

(euro/an cu TVA)

(euro/an fără TVA)

Gcal/an

(euro/Gcal cu TVA)

(euro/Gcal fără TVA)

2038

854.5

718.1

6.2

138.0

116.0

Prețul local al energiei termice este calculat prin raportarea costurilor operaționale aferente producției și distribuției energiei termice la cantitatea totală previzională de energie termică livrată.

Rezultatele sunt prezentate în tabelul următor:

Tabel nr. 28 - Calcul preț local energie termică

Anul

Costuri operaționale ET

ET livrată

Preț local energie termică

euro

Gcal

(euro/Gcal)

(lei/Gcal tără TVA)

(lei/Gcal cu TVA)

2019

44,150,268

588,301

75.05

346.72

412.59

2020

47,528,430

591,406

80.37

369.68

439.92

2021

50,521,694

594,299

85.01

389.35

463.32

2022

62,717,060

596,910

105.07

479.12

570.15

2023

60,500,740

596,832

101.37

462.25

550.07

2024

61,030,600

594,248

102.70

468.32

557.30

2025

61,348,163

591,679

103.68

472.80

562.64

2026

61,812,467

589,123

104.92

478.45

569.35

2027

62,288,832

586,580

106.19

484.23

576.23

2028

60,993,620

584,051

104.43

476.21

566.69

2029

61,279,618

581,536

105.38

480.51

571.81

2030

61,516,182

579,034

106.24

484.45

576.50

2031

61,530,090

576,546

106.72

486.65

579.12

2032

61,546,518

574,070

107.21

488.88

581.77

2033

61,565,494

571,608

107.71

491.14

584.45

2034

61,506,177

569,159

108.07

492.78

586.40

2035

61,529,508

566,707

108.57

495.10

589.16

2036

61,554,649

564,253

109.09

497.45

591.97

2037

61,581,631

561,796

109.62

499.85

594.82

2038

60,466,399

559,352

108.10

492.94

586.60

  • c) Subvenții

Referitor la sistemul de subvenții în prezent în cadrul SACET Oradea coexistă două tipuri de subvenții:

  • •   subvenții sociale menite să sprijine o parte a gospodăriilor cu venituri mici, pentru plata facturilor de căldură;

  • •   subvenții de la autoritatea locală pentru acoperirea deficitului dintre costurile de producțieși cele de vânzare.

Aceste subvenții sunt reflectate în ACB după cum urmează:

  • •   Subvențiile sociale înlocuiesc tarifele plătite de gospodăriile din decila cea mai săracă de populație, astfel că sunt luate în considerare ca venituri;

  • •   Cel de-al doilea tip de subvenții sunt subvenții teoretice și nu sunt venituri generate prin proiect, însă cu toate acestea ele variază în funcție de evoluția veniturilor (tarifelor) și conduc la stabilirea acestora. Astfel, cele două mișcări sunt clar prezentate în analiza financiară; prin urmare, nu se generează venituri nete.

Subvenții de preț

Dat fiind caracterul social și de mediu pe care îl au majoritatea investițiilor în sistemele de termoficare, abordarea potrivit căreia costurile se recuperează integral numai pe baza tarifelor plătite de populație, nu este realistă în acest moment și nici pe termen mediu, din cauza limitărilor impuse de suportabilitate, discutate anterior.

Potrivit art. 3, alin. (2) din OG nr. 36/2006, autoritățileadministrației publice locale pot aproba prețuri locale ale energiei termice facturate populației mai mici decât prețul de producere, transport, distribuție și furnizare a energiei termice livrate populației. Sumele necesare acoperirii diferenței dintre prețul de producere, transport, distribuție și furnizare a energiei termice livrate populației și prețul local al energiei termice facturate populației sunt asigurate din bugetele locale.

Conform prevederilor art. 8 din OG nr. 36/2006, compensația nu trebuie să depășească suma necesară acoperirii totale sau parțiale a costurilor înregistrate cu prestarea serviciului de interes economic general.

Metodologia de stabilire a subvențiilor de preț, constă în calculareadiferenței dintre prețul de producere, transport, distribuție și furnizare a energiei termice livrate populației și prețul local al energiei termice facturate populație. Astfel,evoluțiasubvențiilor de preț pentru perioada de prognoza 2019 - 2038, este prezentata in tabelul următor.

Tabel nr. 29- Evoluțiasubvențiilor - prognoza 2019 - 2038

Anul

Preț local de facturare către populație

Subvenție suportată din buget local

Preț local al energiei termice

(euro/Gcal fără TVA)

(lei/Gcal fără TVA)

(lei/Gcal cu TVA)

(euro/Gcal fără TVA)

(lei/Gcal fără TVA)

(euro/Gcal fără TVA)

(lei/Gcal fără TVA)

2019

56.95

263.13

313.13

18.09

83.59

75.05

346.72

2020

64.63

297.30

353.79

15.73

72.38

80.37

369.68

2021

72.59

332.47

395.64

12.42

56.87

85.01

389.35

2022

76.98

351.01

417.70

28.09

128.11

105.07

479.12

2023

79.33

361.76

430.49

22.04

100.49

101.37

462.25

2024

81.76

372.84

443.68

20.94

95.49

102.70

468.32

2025

84.27

384.25

457.26

19.42

88.55

103.68

472.80

2026

86.85

396.02

471.26

18.08

82.43

104.92

478.45

2027

89.51

408.14

485.69

16.68

76.08

106.19

484.23

2028

92.25

420.64

500.56

12.19

55.57

104.43

476.21

2029

95.07

433.52

515.89

10.31

46.99

105.38

480.51

2030

97.19

443.20

527.41

9.05

41.25

106.24

484.45

2031

99.36

453.09

539.18

7.36

33.56

106.72

486.65

2032

101.58

463.21

551.22

5.63

25.67

107.21

488.88

2033

103.85

473.55

563.52

3.86

17.59

107.71

491.14

2034

106.17

484.12

576.10

1.90

8.66

108.07

492.78

2035

108.54

494.93

588.97

0.04

0.17

108.57

495.10

2036

110.96

505.98

602.11

0.00

0.00

110.96

505.98

2037

113.44

517.27

615.56

0.00

0.00

113.44

517.27

2038

115.97

528.82

629.30

0.00

0.00

115.97

528.82

  • 5.5. Venituri operaționale

Veniturile anuale operaționale ale SACET Oradea sunt constituite din:

  • •   Venituri din vânzarea energiei termice:

o Venituri din vânzarea energiei termice către populație (consumatori casnici);

o Venituri din vânzarea energiei termice către consumatori non-casnici;

o Venituri din subvenții (pentru acoperirea deficitului dintre prețul de producție, transport și distribuție al energiei termice și prețul de facturare către populație)

  • •   Venituri din vânzarea energiei electrice

  • •   Alte venituri (din penalități, prestări servicii etc.)

Ipotezele avute in vedere la cuantificarea veniturilor din livrarea energiei termice sunt:

  • •  Veniturile din livrarea energiei termice către gospodării si consumatorii non-casnici se determină pe baza cantității anuale de energie termica livrată și a prețurilor de vânzare a acesteia.

  • •  SACET Oradea produce energie termică în centrale de cogenerare de înaltă eficiență, deci în componența costurilor operaționale există costuri asociate producerii de energie electrică. întrucât investiția produce impact asupra sistemului de tarifare și subvenții aferente energiei termice, aceste costuri operaționale trebuie separate pe activități distincte și analizate in consecință.

Metodologia constă în separarea costurilor operaționale aferente producerii energiei termice de costurile operaționale aferente celorlalte activități, prin excluderea din cuantumul total al costurilor operaționale a veniturilor din energia electrică și a altor venituri ale operatorului.

Ipotezele avute in vedere la cuantificarea veniturilor din livrarea energiei electrice sunt următoarele:

  • •  Veniturile din livrarea energiei electrice in SEN se determină pe baza cantității anuale de energie electrică livrată și a prețurilor de vânzare a acesteia. Prețul financiar de vânzare a energiei electrice este de 50 euro/Mwh;

  • •  Veniturile din bonusul de cogenerare au fost stabilite având in vedere prevederile HG nr. 1215/2009 care stabilește cadrul legal necesar implementării schemei de sprijin de tip bonus pentru promovarea cogenerării de înalta eficienta, pe baza cererii de energie termica utila, precum si ordinele anuale ANRE de stabilire a valorii unitare a bonusului de cogenerare. Aceste venituri sunt proiectate pana in anul 2021, având in vedere durata schemei de sprijin de maxim 11 ani consecutivi.

Producția de energie electrică estimată în condițiile de lucru previzionale este prezentată în tabelul următor.

Tabel nr. 30- Energia electrica - prognoza 2019 - 2038

Anul

Scenariul „fără proiect”

Scenariul „cu proiect”

Energia electrică produsă (MWh/an)

Total, din care:

EE consumată intern (MWh)

EE livrată în SEN (MWh)

Total, din care:

EE consumată intern (MWh)

EE livrată în SEN (MWh)

2019

363,841

67,171

296,670

363,841

67,171

296,670

2020

364,484

67,185

297,299

364,484

67,185

297,299

2021

364,915

67,200

297,715

364,915

67,200

297,715

2022

365,245

67,213

298,032

365,245

67,213

298,032

2023

364,957

67,209

297,748

351,031

66,889

284,142

2024

364,644

67,190

297,453

350,870

66,875

283,995

2025

364,304

67,171

297,134

350,709

66,861

283,848

2026

363,940

67,150

296,790

350,549

66,847

283,702

2027

363,550

67,129

296,421

350,389

66,833

283,555

2028

363,135

67,107

296,028

350,229

66,820

283,409

2029

362,695

67,084

295,611

350,069

66,806

283,263

2030

362,230

67,061

295,169

349,910

66,792

283,118

2031

361,605

67,037

294,568

349,612

66,779

282,833

2032

360,959

67,013

293,945

349,315

66,767

282,548

2033

360,290

66,989

293,301

349,019

66,754

282,265

2034

359,600

66,963

292,637

348,725

66,741

281,984

2035

358,889

67,937

290,952

348,432

66,729

281,703

2036

358,157

68,910

289,247

348,140

66,716

281,424

2037

357,404

69,882

287,521

347,850

66,704

281,146

2038

356,631

69,854

286,777

347,560

66,691

280,869

Evoluția detaliată a veniturilor operaționale pentru perioada de analizăeste redată în Modelul Financiar.

  • 5.6. Analiza financiară

5.6.1 Identificarea necesarului de co-finanțare și sursele de finanțare

In vederea stabilirii nivelului asistentei financiare nerambursabile, s-a elaborat o analiza aspectelor privind ajutorul de stat. Aceasta analiza a fost realizată în baza Grilei analitice nr. 1, coroborată cu prevederile Proiectului de Comunicare a Comisiei privind noțiunea de ajutor de stat în temeiul articolului 107 alineatul {1) din TFUE și ale altor documente și acte normative relevante.

Serviciul de producere, transport, distribuție și furnizare de energie termică în sistem centralizat a fost definit ca și serviciu de interes general prin art. 1 alin. 4 din Legea serviciilor comunitare de utilități publice nr. 51/2006. Totodată, serviciul este menționat ca serviciu de interes economic general (SIEG) în Raportul privind ajutoarele de stat acordate în România în perioada 2010-2012 al Consiliului Concurenței.

Evaluarea aspectelor privind ajutorul de stat pentru proiectul de faâă a avut la baza prevederile Ghidului Solicitantului, conform cărora finanțarea proiectelor de investiții în cadrul acestei axe prioritare nu reprezintă ajutor de stat, sub rezerva îndeplinirii următoarelor condiții:

  • •  Redevența stabilită prin contractele de concesiune a rețelei termice de către operatorul desemnat (prin delegare sau prin procedură de achiziție publică) să asigure operarea rețelei va fi majorată proporțional cu valoarea investiției realizate prin proiectul promovat de către DAT.

Prin actul adițional nr. 13/2016 la Contractul de delegare a gestiunii serviciului de transport, distribuție și furnizare a energiei termice în sistem centralizat nr. 1/196/06.08.2013, încheiat cu Asociația de dezvoltare intercomunitară Termoregio s-a modificat articolul 8 din Capitolul V „Redevența". Actul adițional a fost încheiat în baza HCL 701/2016, prin care se modifica articolul 8 din Capitolul V „Redevența" din Contractul de delegare a gestiunii serviciului de transport, distribuție și furnizare a energiei termice în sistem centralizat nr. 1/196/06.08.2013, respectiv redevența datorata de operator este egala cu echivalentul amortizării lunare a bunurilor rezultate ca urmare a implementării proiectului "Reabilitarea sistemului de termoficare urbană la nivelul Municipiului Oradea pentru perioada 2009-2028 în scopul conformării la legislația de mediu șl creșterii eficienței energetice" precum și a celor care vor rezulta în urma implementării proiectelor de investiții viitoare.

  • •  Contractul de delegare a serviciului va fi actualizat cu prevederile Deciziei Comisiei nr. 2012/21/UE în termen de șase luni de la expirarea perioadei de implementare și va fi prezentat Autorității de Management însoțit de avizul Consiliului Concurenței cu privire la conformitatea acestuia cu prevederile legale naționale și comunitare în vigoare legate de ajutorul de stat.

  • •  Autoritatea publică locală se angajează, prin contractul de finanțare, că va respecta regulile de ajutor de stat sub formă de compensație pentru obligația de serviciu public în acord cu prevederile Deciziei Comisiei nr. 2012/21/UE, și va respecta următoarele obligații:

o Va urmări încasarea redevenței în cuantumul stabilit prin Contractul de delegare a gestiunii serviciului;

o Nu va acorda scutiri de la plata redevenței;

o Va raporta anual, în conformitate cu dispozițiile legale în vigoare, compensația acordată operatorului rețelei;

o în cazul în care compensațiadepășește 15 mii. Euro/an, aceasta trebuie notificată și autorizată de CE

Se apreciază ca autoritatea publica respectă prevederile Deciziei SIEG, din următoarele motive:

o Deși compensația depășește in anumiți ani 15 milioane de euro, nu este necesara notificarea si autorizarea de către CE, întrucâtredevența este stabilita majorata proporțional cu valoarea investiției realizate si cu durata acesteia, respectiv egaia cu echivalentul amortizării lunare a bunurilor rezultate ca urmare a implementării acestui proiect;

o Nu se vor acorda scutiri de la plata redevenței;

o Există un mecanism de evitare a supracompensării si de recuperare a eventualelor supracompensări, prevăzut la art. 17 alin. (2) - (4) din Contractul de delegare a gestiunii nr. 196/1/06.08.2013, introduse prin Actul adițional nr. 4/2015;

o La art. 1 alin. (2) din Contractul de delegare a gestiunii nr. 196/1/06.08.2013, introdus

rasa prin Actul adițional nr. 4/2015, se face trimitere expresă la aplicabilitatea prevederilor Deciziei SIEG.

o Valoarea compensației nu depășește ceea ce este necesar pentru a se acoperi costurile nete suportate pentru îndeplinirea obligațiilor de serviciu public, inclusiv un profit rezonabil.

îndeplinirea acestei condiții este asigurată de un complex de factori care includ:

  • •  dispozițiile legale care stabilesc metodologia de calcul a prețului de producere a energiei termice în cogenerare și de control al supracompensării (Ordinele ANRE nr. 83/2013 și 84/2013);

  • •   prevederile legale privind stabilirea, ajustarea sau modificarea tarifelor pentru transportul și distribuția energiei termice (Legea serviciului public de alimentare cu energie termică nr. 325/2006 și Ordinul ANRSC nr. 66/2007);

  • •  dispozițiile Ordonanței Guvernului nr. 36/2006 și ale Ordinului MDRAP nr. 1121/2014

Conform Adresei Consiliului Concurentei 18091/16.11.2016, prin proiectul de fata nu se acorda facilități de natura ajutorului de stat in beneficiul Termoficare Oradea, întrucât operatorul va plăti o redevență majorata proporțional cu valoarea investiției realizate si cu durata acesteia, respectiv egala cu echivalentul amortizării lunare a bunurilor rezultate ca urmare a implementării acestui proiect.

In scopul aplicării metodei menționate la articolul 61 alineatul (3) primul paragraf litera (b) din Regulamentul (UE) nr. 1303/2013, venitul net actualizat al operațiunii se calculează prin deducerea costurilor actualizate din veniturile actualizate si, daca este cazul, prin adăugarea valorii reziduale a investiției.

Veniturile proiectului trebuie sa fie luate corect in considerare, astfel încât contribuția Fondurilor să fie ajustata in conformitate cu marja bruta de auto-finanțare si sa nu apară suprafinanțarea.

In cazul in care costul de investiție nu este integral eligibil pentru cofinanțare, veniturile nete menționate la primul paragraf sunt alocate in mod proporțional părților eligibile si celor neeligibile din costul de investiție, respectiv se calculează pro-rata.

Tabel nr. 31 -Calculul pro-ratei venitului net actualizat

Principalele elemente si parametri

Valoare neactualizata (euro)

Valoare actualizata (euro)

1

Perioada de referința (ani)

20

2

Rata de actualizare financiara (%)

4,0%

3

Costurile de investiție totale, fara provizioanele pentru cheltuieli neprevăzute

25.951.173

23.127.287

4

Valoarea reziduala

4.902.303

2.237.347

5

Venituri incrementale + subvenție operaționala incrementala

-42.528.936

6

Costuri de funcționare si de inlocuire incrementale

-42.528.936

Aplicarea proporționala a veniturilor nete actualizate

7

Venituri nete = venituri incrementale - costuri de funcționare si inlocuire incrementale + valoarea reziduala = (5] - i'6l + f4j

0‘

8

Costuri de investiție totale - venituri nete = (3) - (7)

23.127.287

9

Aplicarea pro rata a venitului net actualizat (%) =

L81OI__________________________________________

100%

Nota: * In cazul in care venturi incrementale - costuri de funcționare si înlocuire incrementaie<=0, atunci venituri nete = 0

Acordarea ajutorului financiar nerambursabil care acoperă un deficit de finanțare de 100% se explică astfel:

  • •   Ajutorul financiar este acordat municipalității (Municipiul Oradea, beneficiarul proiectului), care deține dreptul de proprietate asupra infrastructurii;

  • •   Municipalitatea transferă dreptul de utilizare asupra bunurilor către operatorul SGEI prin intermediul contractului de concesiune, ce reprezintă act de încredințare în sensul SGEI;

  • •   Operatorul SGEI suportă costurile de operare și mentenanță ale bunurilor finanțate din surse publice (costurile cu amortizarea acestor bunuri nu sunt incluse în costurile totale, respectiv in tarif, întrucât bunurile publice nu se amortizează, în conformitate cu legislația națională specifică în vigoare). In completarea costurilor de operare, cadrul legal național permite includerea redevenței in tariful energiei termice, plătită de către operator către Municipiul Oradea (proprietarul activelor), precum si un profit rezonabil in accepțiunea Deciziei SGEI, al cărui cuantum este limitat de cătreautoritățife de reglementare;

  • •   Avantajul financiar rezultat din implementarea proiectului finanțat din surse publice este prevăzut a fi transferat în întregime către utilizatorii SACET prin reducerea prețului energiei termice. Spre exemplu, economiile de costuri operaționale care rezultă ca o consecință a implementării măsurilor de eficiență energetică implementate în sistemul de termoficare sunt, în final, compensate de o reducere identică în veniturile din vânzările de energie termică (reducere rezultată din prețul redus plătit de consumatorii non-casnici, care plătesc prețul întreg aprobat de autoritatea de reglementare și din diminuarea încasărilor operatorului aferente subvențiilor plătite de municipalitate pentru acoperirea diferențelor dintre prețul reglementat și prețul plătit de consumatorii casnici - preț mai mic din considerente de suportabilitate);

Având în vedere cele menționate mai sus, împreună cu respectarea celorlalte condiții specificate în Decizia SGEI, putem concluziona că operatorul SGEI nu are niciun avantaj financiar din investiția acordată proiectului.

Pe de altă parte, un potențial avantaj financiar rezultat din implementarea proiectului poate apărea în cadrul municipalității, în principal sub forma economiilor din subvenții plătite către operator, ca o compensație pentru reducerea prețului aplicabil consumatorilor casnici. Respectivul avantaj financiar apare în cazul în care municipalitatea utilizează respectivele economii pentru a finanța alte activități economice, situație care este prevenita prin cadrul legal specific.

Conform Ghidului Solicitantului, pentru proiectele finanțate prin OS 7.1, sursele de finanțare se asigură astfel:

  • •  85% Fondul European de Dezvoltare Regională;

  • •   13% Bugetul de stat;

  • •   2% Bugetul local.

Tabel nr. 32 - Planul de finanțare al investiției/surse de finanțare - prețuri constante (euro)

prețuri constante

Valoare (Euro)

Valoarea totală a proiectului, din care:

31.740.216,93

Costuri eligibile

26.705.948,65

Costuri neeligibile (TVA)

5.034.268,28

Alte costuri neeligibile

0

68 |

Beneficiar: UAT Municipiul Oradea

Cheltuieli eligibile, finanțate din:

26.705.948,65

Fondul European de Dezvoltare Regională(85%)

22.700.056,35

Bugetul de stat (13%)

3.471.773,33

Buget local (2%)

534.118,97

Cheltuieli neeligibile, finanțate din:

5.034.268,28

Buget local

5.034.268,28

Cheltuiala cu taxa pe valoarea adăugată este eligibilă dacă este nerecuperabilă, potrivit legii, cu respectarea prevederilor art. 69 alin. (3) lit. c) din Regulamentul (UE) nr. 1303/2013. Conform Ghidului Solicitantului, în cazul proiectelor de termoficare, TVA-ul este recuperabil, deci neeligibil.

Tabel nr. 33 - Planul de finanțare al investîțîei/surse de finanțare -prețuri curente (euro)

prețuri curente

Valoare (Euro)

Valoarea totală a proiectului, din care:

34.198.496,73

Costuri eligibile

28.774.324,37

Costuri neeligibile (TVA)

5.424.172,36

Alte costuri neeligibile

0

Cheltuieli eligibile, finanțate din:

28.774.324,37

Fondul European de Dezvoltare Regională (85%)

24.458.175,72

Bugetul de stat (13%)

3.740.662,17

Buget local (2%)

575.486,49

Cheltuieli neeligibile, finanțate din:

5.424.172,36

Buget local

5.424.172,36

  • 5.6.2 Indicatori de performanță financiară

Calculul indicatorilor financiari de performanta aferențiinvestiției (VNAF/C, RIRF/C)

Performanta financiara a proiectului cu privire la costurile totale ale investiției ia in considerare intrările de numerar anuale si ieșirile generate de proiect pe perioada de analiză.

RRF(C) este utilizat pentru a evalua performantele viitoare ale investițiilor in comparație cu alte proiecte sau la o rata de referință a rentabilității prestabilite. Acest calcul contribuie, de asemenea, la aprecierea necesității asistentei financiara UE: atunci cândRIRF/C este mai mica decât rata de actualizare aplicata (sau VNAF/C este negativă), atunci veniturile generate nu vor acoperi costurile si proiectul are nevoie de asistenta din partea UE.

Pentru ca un proiect sa necesite acordarea unei contribuții din fonduri: VNAF/C înainte de contribuția UE ar trebui sa fie negativa si RRF/C ar trebui sa fie mai mica decât rata de actualizare folosita pentru analiza.

Rezultatele obținute pentru indicatorii financiari aiinvestiției, indiferent de orice structura de finanțare sau cofinanțare ("RiRF/C", "VNAF/C", Rb/c), sunt prezentate in tabelul următor:

Tabel nr. 34 - Indicatori de performanta analiza financiara a investiției

Indicator al proiectului

Valoare rezultata

Concluzie

INVESTIȚIE

Rata interna de rentabilitate (RIRF/C)

-9,33%

< 4% (rata de actualizare) -^proiectul nu gște rentabil financiar

(necesitacontribuțiecomunitara)

Valoarea neta actualizata Financiara (VNAF/C)

-20.889.940 euro

< 0 (valoare negativa) -> veniturile nete nu au capacitatea de a acoperi costurile de investiții (proiectul necesita intervenție financiara nerambursabila:

Calculul indicatorilor financiari aferenți capitalului (VNAF/K RIRF/K)

Rentabilitatea financiara a capitalului naționaleste evaluata prin estimarea valorii actualizate nete financiare si a ratei de rentabilitate financiara a capitalului [VNAF/K si RIRF/K].

Acești indicatori măsoară gradul in care veniturile nete ale proiectului sunt in măsură sa ramburseze resursele financiare furnizate de fondurile naționale (din surse publice si private).

Pentru ca un proiect sa necesite acordarea unei contribuții din fonduri: VNAF/K cu asistenta din partea Uniunii Europene, ar trebui sa fie negativa sau egala cu zero, si RIRF/K ar trebui sa fie mai mica sau egala cu rata de actualizare.

Tabel nr. 35- Indicatori de performanta analiza financiara a capitalului propriu (național)

indicator al proiectului

Valoare rezultata

Concluzie

CAPITAL

Rata interna de rentabilitate (RIRF/K)

1,36%

< 4% (rata de actualizare) -^capitalul investit nu este rentabil financiar

Valoarea actualizata neta (VNAF/K)

■1.231.746 euro

< 0 (valoare negativa) veniturile nete nu au capacitatea de a acoperi contribuțianațională.

Rezultatele analizei financiare a capitalului propriu, în condițiile finanțării nerambursabile, arată că indicatorul VNAF/K crește comparativ cu VNAF/C, rămânând însă, în continuare, sub limitele de rentabilitate. Rata de rentabilitate a capitalului național se situează sub rata de actualizare.

In conformitate cu metodologia in vigoare care sa susțină acest tip de proiecte de investiții, condițiile de acordare a asistentei pentru prezentul proiect sunt îndeplinite, neexistând premise pentru suprafinanțare.

5.6.3Sustenabilitate financiară

Sustenabilitate financiară a proiectului s-a analizat pe întreg orizontul de analiză în baza următoarelor elemente:

  • •   Resursele financiare ale proiectului;

  • •   Veniturile din perioada de operare;

  • •   Costurile din perioada de operare;

  • •   Costurile de investiție.

Atât în perioada investiționalâ, cât și în cea operațională vor fi asigurate resurse financiare prin alocări bugetare anuale în bugetul Unității administrativ - teritoriale (UAT) Municipiul Oradea. Beneficiarul va asigura resursele financiare necesare implementării optime a proiectului, în condițiile rambursării ulterioare a cheltuielilor eligibile. De asemenea, Municipiul Oradea, împreună cu operatorul SC Termoficare Oradea SA, vor asigura funcționarea în condiții optime, menținerea și întreținerearezultatelor investiției după finalizarea proiectului și încetarea finanțării nerambursabile, asigurând sustenabilitatea proiectului.

Planul financiar de sustenabilitate este prezentat detaliat în modelul tabelar (Excel).

Sustenabilitatea proiectului este verificată daca rezultatul cumulat al fluxului net de numerar este pozitiv sau egal cu 0, pe perioada întregului orizont de timp analizat. în cazul în care condiția de sustenabilitate financiară nu este îndeplinită (dacă rezultatul cumulat al fluxului net de numerar este negativ), se procedează la revizuirea planului financiar ținând cont de nivelul de suportabilitate și disponibilitate al grupului țintă vizat de proiect.

Așa cum se observă din graficul de mai jos, proiectul este sustenabil financiar, fluxul de numerar net cumulat este egal cu zero pe toata durata de analiză a investiției.

Sustenabilitatea proiectului

Figura 1 - Sustenabilitatea proiectului

Având în vedere evoluția veniturilor și indicatorilor din analiza financiară (prezentată în Analiza Instituțională) a municipiului Oradea, putem afirma cămunicipalitatea are capacitatea financiară de a asigura:

• cofinanțarea investiției aferente reabilitării sistemului de termoficare din municipiul Oradea

• acordarea de subvenții de preț pentru acoperirea diferenței de diferenței dintre prețul de producere, transport, distribuție și furnizare a energiei termice livrate populației și prețul local al energiei termice, potrivit art. 3, alin. (2) din OG nr. 36/2006.

  • 5.7. Analiza economică

  • 5.7.1 Metodologie specifică

Analiza economică evaluează contribuția proiectului la bunăstarea economică a societății. Spre deosebire de analiza financiară, unde logica analizei avea la bază perspectiva consolidată proprietar - operator asupra infrastructurii, în analiza economică perspectiva este cea a întregii societăți. în acest sens, intrările proiectului vor fi evaluate la costul lor de oportunitate, iar ieșirile, la disponibilitatea consumatorilor de a plăti.

Obiectivul analizei economice este de a demonstra că proiectul are o contribuție pozitivă netă pentru societate și, în consecință, merită să fie cofinanțat din fonduri ale UE.

Metodologia de realizare a analizei economice implică parcurgerea a 3 etape (descrise ulterior):

  • •  Corecții fiscale

  • •  Conversia prețurilor de piață la prețuri contabile (martor)

  • •  Corecții pentru externalități

  • 5.7.2 Corecții fiscale, conversie prețuri și externalități

Costul investiției a fost degrevat de valoarea TVA-ului, încă din analiza financiară.

Conversia prețurilor financiare în prețuri contabile se realizează în mod uzual printr-un Factor de Conversie Standard (FSC). FSC se calculează pe baza mediei diferențelor între prețurile interne și cele internaționale (de ex. prețurile în frontieră FOB pentru exporturi și GIF pentru importuri) datorită tarifelor comerciale și barierelor. Vom considera în cadrul analizei economice că FSC este 1 (având în vedere că majoritatea bunurilor ce vor fi achiziționate/utilizate în proiect vor fi bunuri comercializabile din interiorul UE, astfel că nu se aplica taxe de import).

Costurile relevante care vor fi luate în calcul în analiza economică sunt următoarele costuri incrementale ale proiectului:

  • •  Costurile cu consumul de gaz;

  • •  Costurile materiale din activitatea de producție (costul cu apa);

  • •  Costurile cu electricitatea;

  • •  Costuri de întreținere și reparații.

Vom presupune că prețurile de piață reflectă prețurile contabile.

Pentru etapa investițională s-a utilizat factorul de conversie pentru forța de muncă.

Dat fiind faptul că nu există informații statistice detaliate despre piața forței de muncă din zonă, pentru calcularea acestui factor de conversie s-au folosit ratele de șomaj regionale. în acest caz s-a utilizat următoarea formulă:

unde,

SW = prețul umbră salarii (shadow wage);

FW = prețul de piață al salariilor (finance wage);

u = rata de șomaj regională;

t = cotele de contribuții la bugetul de stat pentru salarii.

FC (orMcă= (1-U) x (1-t) = (1-0,0379) x (1-0,29) = 0,68

S-a considerat următoarea structură a costurilor investiționale:

Calcularea factorului de conversie pentru costul din etapa de Investiție

Articole cost

Pondere

Factor de conversie

Rata preț umbră

Materiale

60%

1

0,6

Forța de muncă, din care

30%

0,22

calificată

15%

1

0,05

necalificată

85%

0,68

0,17

Echipamente și transport

10%

I

0,1

TOTAL

100%

0,92

în ceea ce privește transferurile, au fost eliminate din analiza economică sumele aferente redevenței adiționale estimate ca urmare a implementării investiției. De asemenea, pentru evitarea dublei înregistrări, din analiza economică au fost eliminate costurile financiare de mediu (cu certificatele CO2 și cu taxele către fondul de mediu aferente NOx și pulberi).

Integrarea externalităților

în această etapă au fost identificate efectele externe pozitive (beneficiile) și negative (costurile) pe care proiectul le generează la nivel macroeconomic. Aceste efecte apar fără compensații monetare, astfel că ele nu sunt prezentate în analiza financiară, ci estimate și evaluate în analiza economică.

Se va respecta regula conform căreia orice cost/beneficiu socio-economic care se propagă dinspre proiect spre alțisubiecți fără compensație se va cuantifica prin însumare la fluxul de numerar al proiectului.

Efectele pozitive (beneficiile economice ale proiectului) sunt:

  • •  Beneficiile cuantificabile monetar:

  • ■   Beneficii din reducerea de emisii;

« Beneficii din economia de energie alternativă (la consumatorul final);

  • ■   Beneficii din evitarea deconectărilor;

  • ■   Beneficii din asigurarea furnizării de energie termică

  • •  Beneficii necuantificabile monetar:

« Creșterea confortului la consumatorul final

  • ■   Diminuarea efectelor negative a poluării aerului asupra sănătățiipopulației și a mediului, în municipiul Oradea

  • ■  Reducerea costurilor cu sănătatea

  • ■   Creșterea calității vieții locuitorilor din zonă

  • ■  îmbunătățirea condițiilor economice

  • ■  Creșterea valorii apartamentelor

Beneficii din reducerea emisiilor (CO2, NOx si pulberi)

Reducerea pierderilor în rețele de transport conduce la reducerea consumului de combustibil în sursa/CET și deci a cantităților de emisii de NOx, PM și CO2, adică a impactului asupra mediului.

Prin realizarea lucrărilor ce fac obiectul prezentului proiect, pierderile în rețele se reduc cu 69307,6 Gcal/an, iar consumul de energie electrică al pompelor de termoficare și de circulație a agentului pentru încălzire se va reduce cu 500 MWh. Aceste reduceri contribuie la o scădere a consumului de combustibil (gaze naturale) în sursă. Calculul economiilor de combustibil a ținut cont și de ipotezele și premisele utilizate pentru previziunea cererii de energie termică livrată (impactul izolării termice a clădirilor, impactul debranșărilor din istoric, stabilizarea cererii în scenariul cu proiect).

Reducerea emisiilor de CO2 a fost calculată și pentru:

  • •  cantitatea evitată de energie alternativă (energie electrică) presupusă a se consuma în perioadele de intervenții din cauza avariilor;

  • •  cantitatea de energie electrică care se evită a se consuma de centralele individuale, pentru numărul evitat de consumatori presupuși a se deconecta în scenariul fără proiect.

Beneficiile anuale din reducerea de emisii au fost estimate utilizând valoarea monetară a acestora, iar evoluția acestor beneficii este redată înModelul financiar.

Beneficii din economia de energie alternativă (la consumatorul final):

Prin eliminarea avariilor, consumatorii afectați de respectivele avarii nu vor mai fi obligați ca pe perioada intervențiilor, când nu primesc energie termică, să consume energie electrică pentru încălzire și prepararea apei calde de consum și, deci, să înregistreze cheltuieli suplimentare.

Calculele detaliate pentru beneficiile anuale din economia de energie alternativă și evoluția acestor beneficii este redată ÎnModelul financiar.

Beneficii din evitarea deconectărilor

Având în vedere că scenariul fără proiect ia în considerare un număr anual de deconectări (ca efect al lipsei calității serviciului de termoficare și al disconfortului resimțit de populația care rămâne conectată (direct sau indirect) la rețelele care nu se reabilitează dar necesită reabilitare), au fost estimate următoarele beneficii:

  • •  Economie de combustibil (gaz natural) la consumatorii pentru care se evită debranșarea, economie obținută prin evitarea utilizăriicentralelor de apartament (s-a utilizat ipoteza că cei care s-ar debranșa ar folosicentrale de individuale cu funcționare pe gaze naturale);

  • •  Economie de energie electrică evitată a se consuma de centralele individuale care nu se mai instalează;

  • •  Economii de CO2, NOx și pulberi rezultate din economia de combustibil menționată mai sus;

  • •  Economie de costuri de întreținere și mentenanță, precum și economii de costuri de înlocuire pentru centralele pe gaze naturale care nu se mai instalează.

Pentru monetizarea beneficiilor din asigurarea furnizării cu energie termică, s-a luat în considerare cantitatea de combustibil (gaz natural; exprimată în MWh) evitată a se utiliza (din evitarea deconectărilor) și o valoare monetară de 10 euro/MWh.

Calcul detaliat al acestor beneficii este prezentat în modelul de calcul tabelar.

Efecte negative

în cadrul analizei economice, pentru estimarea valorică a costurilor externe (care nu au fost luate în considerare în cadrul analizei financiare), au fost analizate următoarele aspecte;

  • •  Costuri de oportunitate, care ar putea fi constituite din pierderea de producție agricolă sau o altă utilizare alternativă, datorata utilizării diferite a terenului

în prezentul proiect nu vor utilizate noi terenuri pentru dezvoltarea proiectului.

  • •  Costuri rezultate din impactul asupra mediului

în perioada de execuție a lucrărilor de reabilitare a rețelelor de termoficare, vor exista efecte (temporare) negative asupra mediului: poluare (praf, NOx etc.), zgomot și perturbări ale traficului rutier.

în vederea protejării mediului de efectele negative identificate, beneficiarul va monitoriza activitatea și va suporta pe perioada de realizare a investiției, costurile cu protejarea mediului. Astfel, încă din faza de proiectare s-a respectat principiul „poluatorul plătește”

  • 5.7.3 Indicatori de performanță economică

Analiza economică este prezentată în Modelul financiar, iar rezultatele sunt redate sintetic în tabelul de mai jos:

Tabel nr. 36 - Indicatori de performanță economică

________Indicator _____ Valoare rezultată                      Concluzie

ÎN ECONOMIE Șl SOCIETATE:

Rata internă de

rentabilitate economică                        > 5% (rata de actualizare socială) -> proiectul

(RIRE)

aduce suficiente beneficii economico sociale în zona de implementare a proiectului

Valoarea netă actualizată economică(VNAE)

38.601.870 euro

> 0 (valoare pozitivă) ->la nivel global, proiectul are un impact pozitiv prin beneficiile aduse în economie (intervenția financiară din FEDR are impact global semnificativ)

Raportul beneficiU'COSt (Rb/c)

1,68

>1 (valoare supraunitară) Beneficiile totale depășesc costurile proiectului (proiectul merită intervenție financiară din partea FEDR)

  • 6. Analiza de risc și senzitivitate

    • 6.1. Analiza de senzitivitate

Analiza de senzitivitate este o tehnică de evaluare cantitativă a impactului modificării unor variabile de intrare asupra rentabilității proiectului investițional.

Instabilitatea mediului economic caracteristic României presupune existența unei palete variate de factori de risc care mai mult sau mai puțin probabil pot influența performanța previzională a proiectului.

Acești factori de risc se pot încadra în două categorii:

  • •  categorie care poate influența costurile de investiție;

  • •  categorie care poate influența elementele cash-flow-ului previzional.

Scopul analizei de senzitivitate este:

  • •  identificarea variabilelor critice ale proiectului, adică acelor variabile care au cel mai mare impact asupra rentabilității sale. Variabilele critice sunt considerate acei parametri pentru care o variație de 1% provoacă o variație cu 5% a valorii actuale nete;

  • •  evaluarea generală a robusteții șl eficienței proiectului;

  • •  aprecierea gradului de risc: cu cât numărul de variabile critice este mai mare, cu atât proiectul este mai riscant;

  • •  sugerează măsurile care ar trebui luate în vederea reducerii riscurilor proiectului.

Indicatorii luați în caicul pentru analiza senzitivității sunt indicatorii de performanță financiară (RIRF, VNAF) și indicatorii de performanță economică (RIRE și VNAE).

Etapele analizei de senzitivitate sunt:

  • 1. Identificarea variabilelor de intrare susceptibile a avea o influență importantă asupra rentabilității financiare si asupra viabilității economice a proiectului

Pentru analiza de față s-a luat în considerare următoarele variabile:

  • •  Cheltuielile cu investiția de bază (costul investiției);

  • •  Costul cu combustibilul;

  • •  Subvenția;

  • •  Emisiile (CO2, NOx, pulberi) estimate;

  • •  Costurile operaționale incrementale (exclusiv costurile cu combustibilul).

  • 2.  Formularea ipotezelor privind abaterile variabilelor de intrare de la valorile probabile

Pentru fiecare din aceste variabile a fost considerată ipoteza unei abateri rezonabile de la valoarea medie stabilită în secțiunile anterioare, abateri exprimate procentual.

  • 3.  Recalcularea valorilor indicatorilor de performantă în boteza realizării abaterilor estimate

Evoluția indicatorilor în funcție de modificările variabilelor este prezentată în secțiunile următoare.

  • 6.1.1. Senzitivitatea indicatorilor de performanță financiară

Influența variației variabilelor susceptibile de a produce impact semnificativ asupra indicatorilor de performanta financiară este prezentată în tabelele de mai jos:

Tabel nr. 37- Variația indicatorilor de performanță financiară ia variația costului investiției

Variația costurilor investitionale

înainte de Asistenta Comunitara

După Asistenta Comunitara

NPV/C

FRR/C

NPV/K

FRR/K

1

Scenariu de baza

-21,562,584

-9.48%

-1,332,642

1.19%

2

Scenariu senzitivitate 2 ț-1%)

-21,324,585

-9.43%

-1,296,943

1.25%

3

Scenariu senzitivitate 3 (-3%)

-20,372,588

-9.21%

-1,154,143

1.50%

4

Scenariu senzitivitate 4 (-5%)

-19,182,591

-8.92%

-975,644

1.82%

5

Scenariu senzitivitate 5 (+1%)

-21,800,584

-9.53%

-1,368,342

1.13%

6

Scenariu senzitivitate 6 (+3%)

-22,752,581

-9.74%

-1,511,142

0.90%

7

Scenariu senzitivitate 7 (+5%)

-23,942,578

-9.99%

-1,689,641

0.63%

Tabel nr. 38 - Variația indicatorilor de performanță financiară la variația costului combustibilului

Variația costurilor cu combustibilul

înainte de Asistenta Comunitara

După Asistenta Comunitara

NPV/C

FRR/C

NPV/K

FRR/K

1

Scenariu de baza

-21,562,584

-9.48%

-1,332,642

1.19%

2

Scenariu senzitivitate 2 (-1 %>

-15,074,256

-5.09%

5,155,686

21.44%

3

Scenariu senzitivitate 3 (-5%:

-2,097,598

2.75%

18,132,344

-

4

Scenariu senzitivitate 4 (-10%)

10,879,059

10.94%

31,109,001

-

5

Scenariu senzitivitate 5 i+1%)

-28,050,913

-14.66%

-7,820,971

-9.85%

6

Scenariu senzitivitate 6 i+5%)

-41,027,571

-29.31%

-20,797,629

-28.93%

Tabel nr. 39- Variația indicatorilor de performanță financiară la variația subvenției

Variația subvenției operaționale

înainte de Asistenta Comunitara

După Asistenta Comunitara

NPV/C

FRR/C

NPV/K

FRR/K

1

Scenariu de baza

-20,889,940

-9.33%

-1,231,746

1.36%

2

Scenariu senzitivitate 2 (-1%)

-21,680,517

-9.64%

-2,022,323

0.00%

3

Scenariu senzitivitate 3 (-5%)

-24,842,824

-10.81%

-5,184,630

-4.00%

4

Scenariu senzitivitate 4 (-10%|

-28,795,708

-12.12%

-9,137,514

-7.28%

5

Scenariu senzitivitate 5 (+1%}

-20,099,363

-9.01%

-441,169

2.97%

6

Scenariu senzitivitate 6 f+5%l

-16,937,056

-7.62%

2,721,138

14.88%

7

Scenariu senzitivitate 7 (+10%)

-12,984,172

-5.63%

6,674,022

*

| 7 i Scenariu senzitivitate 7 (+10%;


-54,004,228 j


-33,774,286 |


  • 6.1.2. Senzitivitatea indicatorilor de performanță economică

Influența variației variabilelor care ar putea produce impact semnificativ asupra indicatorilor de performanta economică este prezentată în tabelele de mai jos:

Tabel nr. 40 - Variația indicatorilor de performanță economică ia variația costului investiției

Variația costurilor investitionale

ENPV

ERR

BCR

1

Scenariu de baza

38,601,870

19.7%

1.68

2

Scenariu senzitivitate 2 (-1%)

38,823,991

19.8%

1.70

3

Scenariu senzitivitate 3 {-5%i

39,712,475

20.6%

1.82

4

Scenariu senzitivitate 4 (-10%)

40,823,079

21.6%

1.97

5

Scenariu senzitivitate 5 (+1%}

38,379,750

19.5%

1.65

6

Scenariu senzitivitate 6 (+5%)

37,491,266

18.8%

1.55

7

Scenariu senzitivitate 7 i+10%1

36,380,662

18.0%

1.43

Tabel nr. 41 - Variația indicatorilor de performanță economică la variația emisiilor C02

Variația emisiilor de CO2

NPV

ERR

BCR

1

Scenariu de baza

38,601,870

19.7%

1.65

2

Scenariu senzitivitate 2 (-1%)

38,523,659

19.6%

1.65

3

Scenariu senzitivitate 3 (-5%i

38,210,813

19.5%

1.64

4

Scenariu senzitivitate 4 ț-10%}

37,819,756

19.4%

1.62

5

Scenariu senzitivitate 5 (+1 %i

38,680,082

19.7%

1.66

6

Scenariu senzitivitate 6 (+5%)

38,992,928

19.8%

1.67

7

Scenariu senzitivitate 7 i.+10%j

39,383,985

19.9%

1.69

Tabel nr. 42- Variația indicatorilor de performanță economică la variația emisiilor NOx

Variația emisiilor de NOx

NPV

ERR

BCR

1

Scenariu de baza

38,601,870

19.7%

1.65

2

Scenariu senzitivitate 2 (-1%]

38,590,420

19.7%

1.65

3

Scenariu senzitivitate 3 (-5%)

38,544,621

19.6%

1.65

4

Scenariu senzitivitate 4 (-10%)

38,487,371

19.6%

1.65

5

Scenariu senzitivitate 5 i'+1 %J

38,613,320

19.7%

1.66

6

Scenariu senzitivitate 6 (+5%)

38,659,120

19.7%

1.66

7

Scenariu senzitivitate 7 {+10%)

38,716,370

19.7%

1.66

Tabel nr. 43- Variația indicatorilor de performanță economică la variația costurilor incrementale operaționale

Variația costurilor O&M Incrementale

NPV

ERR

BCR

1

Scenariu de baza

38,601,870

19.7%

1.65

2

Scenariu senzitivitate 2 (-1%)

38,331,772

19.6%

1.64

3

Scenariu senzitivitate 3 1-5%)

37,251,377

19.2%

1.59

4

Scenariu senzitivitate 4 (-10%)

35,900,884

18.7%

1.53

5

Scenariu senzitivitate 5 i+1%)

38,871,969

19.8%

1.67

6

Scenariu senzitivitate 6 (+5%)

39,952,363

20.1%

1.72

7

Scenariu senzitivitate 7 1+10%)

41,302,856

20.6%

1.78

Tabel nr. 44 - Variația indicatorilor de performanță economică la variația energiei alternative

Variația energiei alternative

NPV

ERR

BCR

1

Scenariu de baza

38,601,870

19.7%

1.65

2

Scenariu senzitivitate 2 [-1%)

38,498,782

19.6%

1.65

3

Scenariu senzitivitate 3 i-5%)

38,096,791

19.5%

1.63

4

Scenariu senzitivitate 4 (-10%)

37,617,614

19.3%

1.61

5

Scenariu senzitivitate 5 (+1%)

38,705,994

19.7%

1.66

6

Scenariu senzitivitate 6 (+5%j

39,132,851

19.8%

1.68

7

Scenariu senzitivitate 7 (+10%)

39,689,733

20.0%

1.70

Tabel nr. 45 - Variația indicatorilor de performanță economică la variația deconectărilor evitate

Variația deconectărilor evitate

NPV

ERR

BCR

1

Scenariu de baza

38,601,870

19.7%

1.65

2

Scenariu senzitivitate 2 1-1%)

38,435,389

19.6%

1.65

3

Scenariu senzitivitate 3 f-5%)

37,786,195

19.5%

1.62

4

Scenariu senzitivitate 4 <-10%’i

37,012,350

19.4%

1.58

5

Scenariu senzitivitate 5 (+1%)

38,770,025

19.7%

1.66

6

Scenariu senzitivitate 6 (+5%)

39,459,375

19.8%

1.69

7

Scenariu senzitivitate 7 (+10% ,i

40,358,709

20.0%

1.73

Tabel nr. 46 - Variația indicatorilor de performanță economică ia variația beneficiilor din asigurarea furnizării

Variația beneficiilor din asigurarea furnizării

NPV

ERR

BCR

1

Scenariu de baza

38,601,870

19.7%

1.65

2

Scenariu senzitivitate 2 ț-1%)

38,573,513

19.7%

1.65

3

Scenariu senzitivitate 3 i-5%)

38,462,936

19.6%

1.65

4

Scenariu senzitivitate 4 (-10%)

38,331,126

19.6%

1.64

5

Scenariu senzitivitate 5 (+1%)

38,630,512

19.7%

1.66

6

Scenariu senzitivitate 6 (+5%)

38,747,930

19.7%

1.66

7

Scenariu senzitivitate 7 (+10%)

38,901,115

19.7%

1.67

  • 6.1.3. Variabile critice și valori de comutare

Variabilele critice cu impact asupra performanței financiare și economice a proiectului sunt prezentate în tabelele de mai jos:

Tabel nr. 47 - Variabile critice cu impact asupra performanței financiare a proiectului

Analiza financiara

Variație

VNAF/C

Senzitiv (Da/Nu)

Cost investitional al proiectului (sporire cu 1%)

1.10%

Da

Cost investitional al proiectului (diminuare cu 1%)

-1.10%

Da

Costuri cu combustibilul (sporire cu 1%)

30.09%

Da

Costuri cu combustibilul (diminuare cu 1%j

-30.09%

Da

Evoluția subvenției operaționale (sporire cu 1%>

-3.47%

Da

Evoluția subvenției operaționale (diminuare cu 1%)

3.47%

Da

Tabel nr. 48 - Variabile critice cu impact asupra performanței economice a proiectului

Analiza economica

Variație VNAE

Variație

RIRE

Senzitiv

(Da/Nu)

Senzitiv (Da/Nu)

Variație costuri investitionale (sporire cu 1%)

-0.575%

-0.924%

Nu

Nu

Variație costuri investitionale (diminuare cu 1%}

0.575%

0.938%

Nu

Nu

Variație emisii CO2 (sporire cu 1%i

0.203%

0.131%

Nu

Nu

Variație emisii CO2 (diminuare cu 1%)

-0.203%

-0.131%

Nu

Nu

Variație emisii NOx (sporire cu 1%)

0.030%

0.020%

Nu

Nu

Variație emisii NOx (diminuare cu 1%)

-0.030%

-0.020%

Nu

Nu

Variație cantitate pulbere (sporire cu 1%j

0.000%

0.000%

Nu

Nu

Variație cantitate pulbere (diminuare cu 1%)

0.000%

0.000%

Nu

Nu

Analiza economica

Variație VNAE

Variație RIRE

Senzitiv

(Da/Nu)

Senzitiv (Da/Nu)

Variație venituri incrementale (sporire cu 1%J

0.006%

0.004%

Nu

Nu

Variație venituri incrementale (diminuare cu 1%/

-0.006%

-0.004%

Nu

Nu

Variație costuri O&M incrementale (sporire cu 1%)

0.000%

0.000%

Nu

Nu

Variație costuri O&M incrementale (diminuare cu 1%).

0.000%

0.000%

Nu

Nu

Variație enerqie alternativa (sporire cu 1%)

0.700%

0.469%

Nu

Nu

Variație energie alternativa (diminuare cu 1%)

-0.700%

-0.469%

Nu

Nu

Variație deconectări evitate (sporire cu 1%)

0.270%

0.167%

Nu

Nu

Variație deconectări evitate (diminuare cu 1%)

-0.267%

-0.166%

Nu

Nu

Variație furnizare asigurata (sporire cu 1%)

0.436%

0.163%

Nu

Nu

Variație furnizare asigurata .diminuare cu 1%)

-0.431%

-0.162%

Nu

Nu

Tabel nr. 49- Calculul indicelui critic

VarAîJtn

Vaibam iS

___1 ______

Costul investiției

Scăderea maxima pentru ca VNAF/C sa atinga valoarea 0

-90.6%

Costul investiției

Scăderea maxima pentru ca VANF/K sa atinga valoarea 0

-37.3%

Costul investiției

Creșterea maxima pentru ca VNAE sa atinga valoarea 0

173.8%

Costuri cu combustibilul

Scăderea maxima pentru ca VNAF/C sa atinga valoarea 0

-3.3%

Costuri cu combustibilul

Scăderea maxima pentru VNAF/K sa atinga valoarea 0

-0.2%

Subvenții locale de preț

Creșterea maxima pentru VNAF/C sa atinga valoarea 0

28.9%

Subvenții locale de preț

Creșterea maxima pentru VNAF/K sa atinga valoarea 0

1.8%

Costurilor operaționale incrementale

Creșterea maxima pentru VNAE sa atinga valoarea 0

-142.9%

Variația emisiilor COa

Scăderea maxima pentru VNAE sa atinga valoarea 0

-493.6% ,

Variația emisiilor NOx

Scăderea maxima pentru VNAE sa atinga valoarea 0

-3371.4%

Variația beneficiilor din evitarea deconectărilor

Scăderea maxima pentru VNAE sa atinga valoarea 0

-158.7%

Variația energiei alternative

Scăderea maxima pentru VNAE sa atinga valoarea 0

-1006.3%

Variația beneficiilor din asigurarea funrizarii

Scăderea maxima pentru VNAE sa atinga valoarea 0

-954.5%

Ordonând variația variabilelor după perceptibilitatea de a avea un impact mai rapid asupra indicatorilor de performanta ai proiectului, rezulta ca varianta cea mai susceptibila de a produce impact semnificativ asupra performantei economice a proiectului sunt costurile operaționale, respectiv scăderea valorii acestora cu 142,9% conduce la obținerea unei valori nete prezente economice echivalenta cu 0 (VANE = 0).

în concluzie, analizând tabelele analizei de senzitivitate, rezultă că variabilele critice ce pot afecta performanța financiară a proiectului sunt costul cu combustibilul utilizat în cadrul SACET Oradea și numărul deconectărilor. Așadar, orice modificare în prețul gazelor naturale sau în cantitatea acestora va afecta rentabilitatea financiară a proiectului. De asemenea, performanța economică a proiectului este afectată în mare măsură de variația numărului deconectărilor evitate.

6.2. Analiza de risc calitativă

Analiza calitativă a riscurilor a fost realizată pornind de la rezultatele analizei de senzitivitate și luând în considerare incertitudinile generate de elemente care nu au fost reflectate direct în analiza financiară și analiza economică.

Analiza de risc se elaborează având in vedere fazele de realizare a proiectului, respectiv: faza de proiectare, de construcție si faza de operare.

In analiza s-au considerat categorii de riscuri specifice din Regulamentul de punere in aplicare (UE) 2015/207 al comisiei pentru sectorul Energie.

Pentru fiecare faza se identifică riscurile care sunt incadrate in categorii de riscuri:

  • -  cererea de energie termica

  • -   tehnice

  • -   administrative si achiziții publice,

  • -   financiare

  • -   legislație

  • -  de mediu

  • -  operaționale

politic

  • -   forța majoră

Analiza calitativă a riscurilor presupune parcurgerea următoarelor etape:

Analiza riscurilor



Estimarea riscurilor


i Identificarea riscurilor


® Stabilirea contextului


Figura 2. Etapele analizei calitative a riscului

Stabilirea contextului presupune stabilirea premiselor care stau la baza analizei riscurilor, definirea obiectivelor entității care promovează proiectul, stabilirea parametrilor externi și interni care vor fi luați în considerare în gestionarea riscului, variabilele ce vor fi luate în calcul pentru identificarea riscurilor, metoda de analiză și estimare a riscurilor precum și fundamentarea indicatorilor de performanță care vor fi utilizați pentru evaluarea riscurilor.

Identificarea riscurilor aferente obiectivului de investiții se face pe baza variabilelor stabilite în context. Scopul acestei etape este de a genera o listă a potențialelor riscuri pe baza acelor evenimente care ar putea crea, intensifica, împiedica, degrada, accelera sau întârzia îndeplinirea obiectivelor proiectului. Este foarte importantă identificarea tuturor riscurilor, inclusiv a celor asociate cu nevalorificarea unei oportunități. Orice risc rămas neidentificat la această etapă nu va fi luat în considerare în analizele ulterioare.

Identificarea riscurilor poate fi condusă în sensul „cauză - efect" (la ce conduce apariția unui eveniment identificat) sau „efect - cauză” (ce rezultate sunt încurajate sau evitate și cum încercăm să le prevenim).

Analiza riscului va furniza date pentru realizarea estimării riscului, precum și pentru luarea deciziilor referitoare la necesitatea de tratare sau nu a riscurilor. Analiza riscurilor se va face pe baza metodei stabilite în context și care se adaptează cel mai bine caracteristicilor proiectului și obiectivelor părților implicate în proiect.

O atentie deosebita se va acorda analizei adecvate a condițiilor climatice care influențează cererea de energie pentru incalzire.

Estimarea riscurilor se face pe baza rezultatelor analizei riscurilor și contribuie la stabilirea riscurilor care necesită tratare. Această etapă implică compararea nivelului de risc determinat cu cel considerat acceptabil și stabilit în momentul luării în considerare a contextului.

Riscurile potențiale ale proiectului identificate pe diferite niveluri și strategiile de abordare a acestora, sunt prezentate în tabelul următor.

Tabel nr. 50 - Matricea de management a riscurilor


Risc foarte mare

Risc mare

Risc mediu

Risc scăzut


Risc nesemnificativ


Legenda:


Beneficiar - Municipiul Oradea

Operator - SC Termoficare Oradea SA

Autoritatea de Management - Programul Operațional Infrastructura Mare Prestator: Asistența tehnică


UMP - Unitatea de management al proiectului din subordinea beneficiarului

UIP - Unitatea de implementare a proiectului din subordinea operatorului

Ridicat (scor-10); Scor combinat = Probabilitate


S,M,R- Scăzut (scor-1), Mediu (scor-5)


Nr. crt.


Principalele riscuri identificate, descriere si argumentare


Probabilitatea cu care se manifesta riscurile identificate


(S, M, R)


R (10)


R (10)


Neatribuirea contractelor de lucrări in termenul necesar, nu permite finalizarea proiectului in orizontul de timpul planificat


84~[


(S, M, R)

Impactul riscurilor identificate

Descrierea strategiei de minimizare a riscurilor identificate

Entitatea responsabilă cu implementarea strategiei de minimizare a riscului

Realizarea fișelor de date pentru atribuirea contractului de lucrări în conformitate cu legislația în vigoare

UMP

UIP

Propunerea de lansare a procedurii de licitații anterior semnării contractului de finanțare, cu specificarea in contract a clauzei de suspendare pana la semnarea contractului de finanțare

UMP

Urmărireasoluționării in termen de către CNSC a eventualelor contestații depuse în perioada de atribuire a contractelor de lucrări

UMP


Analiza riscului rezidual


Implementarea strategiei de minimizare a riscurilor va avea un impact asupra probabilității de apariție, reducând-o de la R la M.

în această situație scorul combinat va fi de 50, riscul devenind unul

mare.

Motivul pentru care a fast păstrată probabilitatea la nivel mediu este dat de lipsa de control asupra timpilor de soluționare a eventualelor contestații de către CNSC și de posibilitatea acționării în instanță a beneficiarului de către contestatar, în


| Risc foarte mare

Tabel nr. 50 - Matricea de management a riscurilor

Risc mare

Risc mediu

Risc scăzut

Risc nesemnificativ

Legenda:

Beneficiar - Municipiul Oradea

Operator - SC Termoficare Oradea SA

Autoritatea de Management - Programul Operațional Infrastructura Mare

Prestator: Asistența tehnica

UMP - Unitatea de management al proiectului din subordinea beneficiarului

UIP - Unitatea de implementare a proiectului din subordinea operatorului

S,M,R- Scăzut (scor-1), Mediu (scor-5), Ridicat (scor-10); Scor combinat = Probabilitate*!mpact

Nr. cit.

Principalele riscuri identificate, descriere si argumentare

Probabilitatea cu care se manifesta riscurile identificate

Impactul riscurilor identificate

Descrierea strategiei de minimizare a riscurilor identificate

Entitatea responsabilă cu implementarea strategiei de minimizare a riscului

Analiza riscului rezidual

cazul în care contestația este soluționată nefavorabil pentru cel din urmă.

(S, M, R)

(S, M, R)

2 _______

Neatribuirea contractului de management in termenul necesar pentru asigurarea serviciilor pe tot parcursu1 implementării proiectului

M (5)

R (10)

Realizarea fișelor de date pentru atribuirea contractului de management în conformitate cu legislația în vigoare

UMP UIP

Implementarea strategiei de minimizare a riscurilor va avea un impact asupra probabilității de apariție, reducând-o de la M la S.

în această situație scorul combinat va fi de 10, riscul devenind unul scăzut.

Motivul pentru care a fost păstrată probabilitatea la nivel scăzut este dat de lipsa de control asupra timpilor de soluționare a eventualelor contestații

Propunerea de lansare a procedurii de licitații anterior semnării contractului de finanțare, cu specificarea in contract a clauzei de suspendare pana la semnarea contractului de finanțare

UMP

Scor combinat: 50

Urmărirea soluționării in termen de către CNSC a eventualelor contestații depuse în perioada de atribuire a contractului de management

UMP

Tabel nr. 50 - Matricea de management a riscurilor


Risc foarte mare

Risc mare

Risc mediu

Risc scăzut

Risc nesemnificativ


Legenda:

Beneficiar - Municipiul Oradea

Operator - SC Termoficare Oradea SA

Autoritatea de Management - Programul Operațional Infrastructura Mare Prestator: Asistența tehnică

UMP - Unitatea de management al proiectului din subordinea beneficiarului UIP - Unitatea de implementare a proiectului din subordinea operatorului S,M,R - Scăzut (scor-1), Mediu (scor-5), Ridicat (scor—10); Scor


Nr. crt.


Principalele riscuri identificate, descriere si argumentare


Probabilitatea cu care se manifesta riscurile identificate


(S, M, R)



Neatribuirea contractului de asistenta tehnica prin dirigentie de șantier in termenul necesar pentru asigurarea serviciilor pe tot parcursul implementării contractelor de lucrări


M(5)


R(10)


(S, M, R)

Impactul riscurilor identificate

Descrierea strategiei de minimizare a riscurilor identificate

Entitatea responsabilă cu implementarea strategiei de minimizare a riscului

Realizarea fișelor de date pentru atribuirea contractului de asistenta tehnica prin dirigentie de șantier în conformitate cu legislația în vigoare

UMP

UIP

Propunerea de lansare a procedurii de licitații anterior semnării contractului de finanțare, cu specificarea in contract a clauzei de suspendare pana la semnarea contractului de finanțare

---------------- ' _ .

UMP

UMP

Urmărirea soluționării in termen de către CNSC a eventualelor contestații depuse în perioada de atribuire a contractului de asistenta tehnica prin dirigentie de


Analiza riscului rezidual


de către CNSC și de posibilitatea acționării în instanță a beneficiarului de către contestatar, în cazul în care contestația este soluționată nefavorabil pentru cel din urmă.


Implementarea strategiei de minimizare a riscurilor va avea un impact asupra probabilității de apariție, reducând-o de la M la S.


în această situație scorul combinat va fi de 10, riscul devenind unul mic.


Scor combinat: 50


Motivul pentru care a fost păstrată probabilitatea la nivel mediu este dat de


Tabel nr. 50 - Matricea de management a riscurilor



Risc foarte mare

Risc mare

Risc mediu

Risc scăzut

Risc nesemnificativ

Legenda:

Beneficiar - Municipiul Oradea

Operator - SC Termoficare Oradea SA

Autoritatea de Management - Programul Operațional Infrastructura Mare

Prestator: Asistența tehnică

UMP - Unitatea de management al proiectului din subordinea beneficiarului

UIP - Unitatea de implementare a proiectului din subordinea operatorului

S,MJ

3 - Scăzut (scor-1), Mediu (scon5), Ridicat (scor—101; Scor combinat = Probabilitate Impact

Nr. crt.

Principalele riscuri identificate, descriere si argumentare

Probabilitatea cu care se manifesta riscurile identificate

Impactul riscurilor identificate

Descrierea strategiei de minimizare a riscurilor identificate

Entitatea responsabilă cu implementarea strategiei de minimizare a riscului

Analiza riscului rezidual lipsa de control asupra timpilor de soluționare a eventualelor contestații de către CNSC și de posibilitatea acționării în instanță a beneficiarului de către contestatar, în cazul în care contestația este soluționată nefavorabil pentru cel din urmă.

(S, M, R)

(S, M, Ri

4

Contestații numeroase asupra procedurilor de atribuire a contractelor pot determina întârzieri in atribuirea contractelor ce nu permit finalizarea proiectului in orizontul de timpul planificat

R

R

Prestatorul va completa sau ajusta documentațiile de atribuire astfel încât acestea să răspundă cerințelor legislației din domeniul achizițiilor publice

UMP

UIP

Implementarea strategiei de minimizare a riscurilor va avea un impact asupra probabilității de apariție, reducând-o de la R la M.

în această situație scorul combinat va fi de 50, riscul devenind unul mare.

Tabel nr. 50 - Matricea de management a riscurilor


Risc foarte mare

Risc mare

Risc mediu

Risc scăzut


Risc nesemnificativ


Legenda:

Beneficiar - Municipiul Oradea

Operator - SC Termoficare Oradea SA

Autoritatea de Management - Programul Operațional Infrastructura Mare


Prestator: Asistența tehnică


UMP - Unitatea de management al proiectului din subordinea beneficiarului


UIP - Unitatea de implementare a proiectului din subordinea operatorului


Ș,M;R- Scăzut £scor-1), Mediu (scor-5) Ridicat (scor—10ț; Scor combinat = Probabilitate* Im pact ' Probabilitatea


cu care se manifesta


Impactul riscurilor


Principalele riscuri identificate, descriere si argumentare


riscurile identificate


identificate


Descrierea strategiei de minimizare a riscurilor identificate


Entitatea responsabilă cu implementarea strategiei de minimizare a riscului


Analiza riscului rezidual


Numărul de oferte depuse nu este in conformitate cu cerințele legislației in vigoare, aferenta



Beneficiarul va face toate demersurile pentru a determina interesul posibililor ofertanti prin aplicarea intocmai a procedurilor de promovare a achizițiilor


UMP


Motivul pentru care a fost păstrată probabilitatea ia nivel mediu este dat de lipsa de control asupra timpilor de soluționare a eventualelor contestații de către CNSC și de posibilitatea acționării în instanță a beneficiarului de către contestatar, în cazul în care contestația este soluționată nefavorabil pentru cel din jjrmă.

Implementarea strategiei de minimizare a riscurilor va avea un impact asupra


| Risc foarte mare

Risc mare

Tabel nr. 50 - Matricea de management a riscurilor

Risc mediu

Risc scăzut

Risc nesemnificativ

Legenda:

Beneficiar - Municipiul Oradea

Operator - SC Termoficare Oradea SA

Autoritatea de Management - Programul Operațional Infrastructura Mare

Prestator: Asistența tehnică

UMP - Unitatea de management al proiectului din subordinea beneficiarului

UIP - Unitatea de implementare a proiectului din subordinea operatorului

S,M,R - Scăzut (scor-1), Mediu (SCor-5)

Ridicat (scor-10); Scor combin

at = Probabilitate’lmpact

Nr. cit.

Principalele riscuri identificate, descriere si argumentare

Probabilitatea cu care se manifesta riscurile identificate

Impactul riscurilor identificate

Descrierea strategiei de minimizare a riscurilor identificate

Entitatea responsabilă cu implementarea

Analiza riscului rezidual

(S, M, R)

(S, M, R)

strategiei de minimizare a riscului

fiecărei categorii de contract, ceea ce determina reluarea procedurii si întârzierea atribuirii contractelor

Beneficiarul va asigura un grafic al implementării procedurilor de achiziții, conform legislației in vigoare si condițiilor specifice fiecărui tip de contract, astfel incat sa asigure participarea posibililor ofertanti

probabilității de apariție, reducând-o de la M la S.

““-----------""

Scor combinat:

50

UMP

în această situație scorul combinat va fi de 10, riscul devenind unul mic.

S

M

Beneficiarul a fost implicat inca din etapa de realizare a Aplicației de finanțare prin UIP si UMP constituite la etapa I a proiectului

UMP

Acesta este un risc care ține de organizarea internă a beneficiarului și

Capacitate scăzută de a mobiliza membrii unității de

6

implementare a proiectului din partea Beneficiarului pentru prima întâlnire (ședința de început a implementării proiectului)

Scor combinat:

5

Contactarea si emiterea ordinului de incepere pentru Managementul de proiect imediat după semnarea contractului de finanțare și stabilirea de comun acord a ședinței de început a implementării proiectului, cu participarea membrilor UIP si UMP

UMP

considerăm că în urma implementării strategiei de minimizare, scorul combinat va deveni 1, riscul fiind unul

Stabilirea în fișa postului pentru fiecare membru din cadul UIP si UMP a sarcinei de a participa la ședința de început a implementării proiectului

UMP UIP

nesemnificativ.

Tabel nr. 50 - Matricea de management a riscurilor


Risc foarte mare

Risc mare

Risc mediu

Risc scăzut

Risc nesemnificativ


Legenda:

Beneficiar - Municipiul Oradea

Operator - SC Termoficare Oradea SA

Autoritatea de Management - Programul Operațional Infrastructura Mare

Prestator: Asistența tehnică

UMP - Unitatea de management al proiectului din subordinea beneficiarului

UIP - Unitatea de implementare a proiectului din subordinea operatorului

S,M,R - Scăzut (scor-1), Mediu (scor-5), Ridicat (scor-10); Scor combinat = Probabilitate


Nr. crt.


Principalele riscuri identificate, descriere si argumentare


Probabilitatea cu care se manifesta riscurile identificate


(S, M, R)


Nerespectarea graficului de activitati al proiectului


Scor combinat: 50


(S, M, R)

Impactul riscurilor identificate

Descrierea strategiei de minimizare a riscurilor identificate

Entitatea responsabilă cu implementarea strategiei de minimizare a riscului

Stabilirea unor planificări clare pentru fiecare etapa

UMP

Constructorul

Realizare de ședințe de progres lunare/saptamanale pentru a indentifica progresul proiectului comparativ cu Calendarul activităților (monitorizare grafic)

UMP

UIP

Constructorul

Realizarea de rapoarte de progres lunare cu evidențierea întârzierilor potențiale și consecințele aferente din punct de vedere al perioadelor de timp sau al costurilor

UMP

UIP

Constructorul

Prestatorul serviciilor de Management va oferi asistență UIP la modificarea graficului de activități în acord cu condițiile contractului de finanțare.

Asistența tehnică UIP


Analiza riscului rezidual


Implementarea strategiei de minimizare a riscurilor va avea efect asupra probabilității, reducând-o de la M la S.


în această situație scorul combinat va fi de 10, riscul devenind unul scăzut.


Motivul pentru care probabilitatea a fost considerată la nivel scăzut este dat de posibilitatea apariției unor situații neprevăzute, de forță majoră, care să afecteze graficul de activități, însă prin implementarea strategiei


| Risc foarte mare

Risc mare

Tabel nr. 50 - Matricea de management a riscurilor

Risc mediu

Risc scăzut

Risc nesemnificativ

Legenda:

Beneficiar - Municipiul Oradea

Operator - SC Termoficare Oradea SA

Autoritatea de Management - Programul Operațional Infrastructura Mare

Prestator: Asistența tehnică

UMP - Unitatea de management al proiectului din subordinea beneficiarului

UIP - Unitatea de implementare a proiectului din subordinea operatorului

S,M,R- Scăzut (scor-1), Mediu (scor-5), Ridicat (scor-10k Scor combinat = Probabilitate*!mpact

Nr. crt.

Principalele riscuri identificate, descriere si argumentare

Probabilitatea cu care se manifesta riscurile identificate

Impactul riscurilor identificate

Descrierea strategiei de minimizare a riscurilor identificate

Entitatea responsabilă cu implementarea strategiei de minimizare a riscului

Analiza riscului rezidual

de minimizare se vor elimina întârzierile date de organizarea internă.

(S, M, R)

(S, M, R)

8

întârzieri in adoptarea unor decizii cu impact asupra implementării proiectului

S

R

Vor fi evaluate si monitorizate in permanenta activitatile și rezultatele

UMP

UIP

Prin implementarea strategiei de minimizare a riscului se va reduce impactul, dat fiind faptul că se vor elimina aceste întârzieri. Astfel, impactul va fi unul scăzut, scorul final combinat fiind de 1, riscul devenind unul nesemnificativ.

Prestatorul de servicii de management, împreună cu UIP/UMP va participa la identificarea, evaluarea și propunerea de soluții pentru aspectele stringente apărute în implementarea proiectului

Asistența tehnică

UIP

UMP

Scor combinat: 10

Prioritizarea aspectelor de soluționat in funcție de nivelul de importanta si impact

Asistența tehnică UIP UMP

9

Influențarea implementării proiectului de condiții externe economice și politice

S

M

Identificarea componentelor celor mai sensibile ale contractului la fluctuațiile mediului extern și stabilirea unor planuri de rezervă pentru situațiile limită

UMP

Riscul este unul nesemnificativ, însă prin implementarea măsurilor de management, impactul va fi unul scăzut,

Scor combinat: 5

Tabel nr. 50 - Matricea de management a riscurilor

Risc foarte mare

Risc mare

Risc mediu


Risc scăzut

Risc nesemnificativ

Legenda:

Beneficiar - Municipiu! Oradea

Operator - SC Termoficare Oradea SA

Autoritatea de Management - Programul Operațional Infrastructura Mare

Prestator: Asistența tehnică

UMP - Unitatea de management al proiectului din subordinea beneficiarului UIP - Unitatea de implementare a proiectului din subordinea operatorului

S,M,R- Scăzut (scor-1), Mediu (scor-5), Ridicat (scor-101; Scor combinat = Probabilitate*lmpact

Nr. crt

Principalele riscuri identificate, descriere si argumentare

Probabilitatea cu care se manifesta riscurile identificate

Impactul riscurilor identificate

Descrierea strategiei de minimizare a riscurilor identificate

Entitatea responsabilă cu implementarea strategiei de minimizare a riscului

Analiza riscului rezidual

scorul combinat devenind

1.

(S, M, R)

(S, M, R)

Stabilirea unor resurse alternative în cazul unor blocaje

UMP

10

Dificultăți de colaborare intre diferitele alte parii implicate in proiect

M

M

Concentrare continuă asupra intereselor comune și propunerea de soluții benefice pentru implementarea proiectului, acceptate de toate părțile implicate

Asistența tehnică UIP UMP

Implementarea strategiei de minimizare a riscurilor va avea efect asupra probabilității, reducând-o de la M la S.

în această situație scorul combinat va fi de 5, riscul devenind unul nesemnificativ.

Realizarea obiectivelor de către fiecare parte implicată în implementarea proiectului având la bază condițiile contractului de finanțare

Adoptarea de toate părțile a principiilor recunoscute ale conduitei profesionale

Asistența tehnică UIP UMP

Scor combinat: 25

Stabilirea de canale și metode clare de comunicare

UMP

Stabilirea de linii de comunicare și cooperare cu toate părțile implicate în proiect pentru a avea opiniile acestora

UMP

Tabel nr. 50 - Matricea de management a riscurilor

Risc foarte mare

Risc mare

Risc mediu


Risc scăzut

Risc nesemnificativ

Legenda:

Beneficiar - Municipiul Oradea

Operator - SC Termoficare Oradea SA

Autoritatea de Management - Programul Operațional Infrastructura Mare Prestator: Asistența tehnică

UMP - Unitatea de management al proiectului din subordinea beneficiarului

UIP - Unitatea de implementare a proiectului din subordinea operatorului

S,M,R - Scăzut (scor-1), Mediu (scor-5), Ridicat (scor-10}; Scor combinat = Probabilitate*Impact

Nr. crt.

Principalele riscuri identificate, descriere si argumentare

Probabilitatea cu care se manifesta riscurile identificate

Impactul riscurilor identificate

Descrierea strategiei de minimizare a riscurilor identificate

Entitatea responsabilă cu implementarea strategiei de minimizare a riscului

Analiza riscului rezidual

(S, M, R)

(S, M, R)

Stimularea interesului pentru proiect și obținerea sprijinului tuturor părților implicate

UMP

Identificarea celor mai eficiente căi de depășire a obstacolelor administrative, financiare sau legale apărute în etapa de implementare

UMP

Consultarea săptămânală între părțile implicate asupra tuturor aspectelor și evenimentelor apărute în implementarea proiectului

UMP

11

Planificarea defectuoasă a activităților și resurselor necesare implementării proiectului

M

M

in ședința de demarare a proiectului, UIP/UMP va revizui/stabili graficul de implementare a proiectului, în funcție de ofertele constructorului si ale prestatorilor de servicii, astfel incat sa asigure finalizarea implementării proiectului in termenul contractual

UIP UMP

Implementarea strategiei de minimizare a riscurilor va avea efect asupra probabilității, reducând-o de la M la S.

în această situație scorul combinat va fi de 5, riscul devenind unul nesemnificativ.

Scor combinat: 25

Monitorizarea continua si atenta din partea UIP/UMP

UMP

UIP

Cultura organizaționala care asigura focalizarea activitatii membrilor UIP/UMP și a managementului de proiect pe aspectele tehnice ale proiectului si cu furnizarea de soluții fezabile pentru orice problema apăruta, poate elimina acest risc.

UMP UIP

| Risc foarte mare

Risc mare

Tabel nr. 50 - Matricea de management a riscurilor

Risc mediu

Risc scăzut

Risc nesemnificativ

Legenda:

Beneficiar - Municipiul Oradea

Operator - SC Termoficare Oradea SA

Autoritatea de Management - Programul Operațional Infrastructura Mare

Prestator: Asistența tehnică

UMP - Unitatea de management al proiectului din subordinea beneficiarului

UIP - Unitatea de implementare a proiectului din subordinea operatorului

S,M,R- Scăzut (scor-1), Mediu (scor-5), Ridicat (scor-1Oy; Scor combinat = Probabilitate*Impact

Nr. crt.

Principalele riscuri identificate, descriere si argumentare

Probabilitatea cu care se manifesta riscurile identificate

Impactul riscurilor identificate

Descrierea strategiei de minimizare a riscurilor identificate

Entitatea responsabilă cu implementarea strategiei de minimizare a riscului

Analiza riscului rezidual

(S, M, R)

(S, M, R)

12

întârzieri care pot să apară datorită unor condiții excepționale/ad verse ale vremii

____________________________________________________

M

R

Evaluarea consecințelor și luarea, cu prioritate, a măsurilor care se impun.

Toate aceste masuri vor fi considerate în strânsă concordanță cu prevederile clauzelor contractuale aferente din contractul de execuție al lucrărilor și vor avea ca scop limitarea costurilor suplimentare, dar mai ales limitarea întârzierilor în execuția lucrărilor.

UMP

UIP

implementarea strategiei de minimizare a riscurilor va avea efect asupra impactului, reducându-l de la R ia M.

în această situație scorul combinat va fi de 25, riscul devenind unul mediu.

Motivul pentru care impactul a fost considerat mediu, este dat de faptul că în cazul unei prelungiri în timp a condițiilor adverse ale vremii, riscul de întârziere rămâne mare.

Scor combinat: 50

| Risc foarte mare

Risc mare

Tabel nr. 50 - Matricea de management a riscurilor

Risc mediu

Risc scăzut

Risc nesemnificativ

Legenda:

Beneficiar - Municipiul Oradea

Operator - SC Termoficare Oradea SA

Autoritatea de Management - Programul Operațional Infrastructura Mare

Prestator: Asistența tehnică

UMP- Unitatea de management al proiectului din subordinea beneficiarului

UIP - Unitatea de implementare a proiectului din subordinea operatorului

S,M,R- Scăzut (scor-1), Mediu (scor-5), Ridicat (scor—10:; Scor combinat = Probabilitate*lmpact

Nr. crt.

Principalele riscuri identificate, descriere si argumentare

Probabilitatea cu care se manifesta riscurile identificate

(S, M, R)

Impactul riscurilor identificate

(S, M, R)

Descrierea strategiei de minimizare a riscurilor identificate

Entitatea responsabilă cu implementarea strategiei de minimizare a riscului

Analiza riscului rezidual

13

Managementul deficitar al conflictelor apărute în perioada de implementare

M

R

Stabilirea clara si coerenta a rolurilor si responsabilităților fiecărui membru din cadrul echipei proiectului atât de la nivelul UIP/UMP

UIP UMP

Implementarea strategiei de minimizare a riscurilor va avea efect asupra impactului, rediicându-l de la R la M și asupra probabilității, reducând-o de la M la S.

în această situație scorul combinat va fi de 5, riscul devenind unul nesemnificativ.

Scor combinat: 50

Liniile de comunicare sa fie clare si distincte și să fie specificate în planul de management al implementării Imanualul de proceduri)

UMP

Stabilirea, prin caietul de sarcini, a responsabilităților părților contractate (proiectare si lucrări, servicii de management, asistenta tehnica, promovare si publicitate, audit)

UMP

14

Indisponibilitate temporara a membrilor UIP/UMP (indisponibilitate cauzată de: concedii medicale, situații personale neprevăzute etc.)

S

R

Realizarea in faza de începere a implementării proiectului, a unei planificări clare pentru fiecare etapa

Asigurarea personalului necesar si definirea personalului cu rol de back-up pentru situațiile când acesta este necesar

UMP

UMP

Implementarea strategiei de minimizare a riscurilor va avea efect asupra impactului, reducându-l de la R la M.

în această situație scorul combinat va fi de 5, riscul

Scor combinat: 10

Stabilirea clara a rolurilor pe care le dețin fiecare dintre

UMP

Tabel nr. 50 - Matricea de management a riscurilor


Risc foarte mare

Risc mare

Risc mediu

Risc scăzut


Risc nesemnificativ


Legenda:

Beneficiar - Municipiul Oradea

Operator - SC Termoficare Oradea SA

Autoritatea de Management - Programul Operațional Infrastructura Mare Prestator: Asistența tehnică


UMP - Unitatea de management al proiectului din subordinea beneficiarului

UIP - Unitatea de implementare a proiectului din subordinea operatorului

S,M,R - Scăzut (scor-1), Mediu (scor-5), Ridicat (scor-10); Scor combinat = Probabilitatelmpact [ Probabilitatea ' cu care se manifesta riscurile identificate


Nr. crt.


Principalele riscuri identificate, descriere si argumentare


Impactul riscurilor identificate


Descrierea strategiei de minimizare a riscurilor identificate


(S, M, R)


Entitatea responsabilă cu implementarea strategiei de minimizare a riscului


Analiza riscului rezidual


persoanele implicate


devenind unul nesemnificativ.


Identificarea unor persoane supleante care pot fi integrate ușor si repede in cadrul echipei


UMP


Sumele reprezentând contribuțiile bugetului de stat si al bugetelor locale nu sunt puse la dispoziția Beneficiarului in___


Sprijinirea Beneficiarului, de către prestatorul de servicii de Management, in procesul de întocmire a documentelor necesare pentru obținerea acestor fonduri


Motivul pentru care impactul a fost considerat mediu, este dat de faptul că rămâne un grad de subiectivism destul de ridicat legat de identificarea unor persoane capabile să preia cu succes și rapid rolurile membrilor UMP si UIP.

I Implementarea strategiei de minimizare a riscurilor va avea efect asupra

I probabilității, reducând-o


96|

I


Beneficiar: UAT Municipiul Oradea


| Risc foarte mare

Risc mare

Tabel nr. 50 - Matricea de management a riscurilor

Risc mediu

Risc scăzut

Risc nesemnificativ

Legenda:

Beneficiar - Municipiul Oradea

Operator - SC Termoficare Oradea SA

Autoritatea de Management - Programul Operațional Infrastructura Mare

Prestator: Asistența tehnică

UMP - Unitatea de management al proiectului din subordinea beneficiarului

UIP - Unitatea de implementare a proiectului din subordinea operatorului

S,M,R - Scăzut (scor-1), Mediu (scor-5), Ridicat (scor-101: Scor combinat = Probabilitate’lmpact

Nr. crt.

Principalele riscuri identificate, descriere si argumentare

timp adecvat, generând presiuni asupra fluxului de numerar al Beneficiarului si asupra graficului de implementare al investițiilor

Probabilitatea cu care se manifesta riscurile identificate

Impactul riscurilor identificate

Descrierea strategiei de minimizare a riscurilor identificate

Entitatea responsabilă cu implementarea strategiei de minimizare a riscului

Analiza riscului rezidual

de la M la S.

în această situație scorul combinat va fi de 10, riscul devenind unul scăzut.

(S, M, R)

(S, M, R)

--------..—

-----------

Expertii Prestatorului serviciilor de management vor stabili din timp necesarul de cash flow astfel incat sa sprijine Beneficiarul pentru mobilizarea resurselor necesare

Asistența tehnică

Scor combinat: 50

Stabilirea în cadrul contractelor ce se vor atribui a anumitor condiții de desfășurare astfel incat sa se evite suspendarea lucrărilor sau rezilierea contractelor datorita întârzierii/ ne- executării plăților

UMP

16

Apariția de cheltuieli suplimentare (majorare de preturi, lucrări suplimentare)

S

s

Bugetul proiectului are prevăzută o suma pentru "ajustarea preturilor" care reprezintă preturile curente care s-au obtinut din preturile constante la care s-a aplicat rata de ajustare calculată în funcție de rata inflației

Riscul este deja unul nesemnificativ.

Scor combinat: 1

Bugetul proiectului are prevăzută suma la cheltuieli diverse si neprevăzute pentru situațiile imprevizibile

I 17

Sumele destinate finanțării

M

R

Programarea atenta (cu rezervele aferente de timp) a

UMP

Implementarea strategiei

| Risc foarte mare

Risc mare

Tabeinr. 50 - Matricea de management a riscurilor

Risc mediu

Risc scăzut

Risc nesemnificativ

Legenda:

Beneficiar - Municipiul Oradea

Operator - SC Termoficare Oradea SA

Autoritatea de Management - Programul Operațional Infrastructura Mare

Prestator: Asistența tehnică

UMP - Unitatea de management al proiectului din subordinea beneficiarului

UIP - Unitatea de implementare a proiectului din subordinea operatorului

S,M,R - Scăzut (scor-1), Mediu (scor-5), Ridicat (scor-10); Scor combinat = Probabilitate’lmpact

Nr. ort.

Principalele riscuri identificate, descriere si argumentare

proiectului nu sunt disponibile intr-un interval adecvat de timp pentru ca plata antreprenorilor si a prestatorilor sa fie realizata in limitele contractuale stabilite

Probabilitatea cu care se manifesta riscurile identificate

Impactul riscurilor identificate

Descrierea strategiei de minimizare a riscurilor identificate

proceselor de intocmire si verificare a documentelor implicate in procesul de executarea plăților

Entitatea responsabilă cu implementarea strategiei de minimizare a riscului

Analiza riscului rezidual

de minimizare a riscurilor va avea efect asupra probabilității, reducând-o de la M la S.

în această situație scorul combinat va fi de 10, riscul devenind unul scăzut.

(S, M, R)

(S, M, R)

Scor combinat: 50

18

Probleme cu fluxul de numerar al Autorității Contractante (Beneficiarului)

M

M

Identificarea unor surse financiare suplimentare (imprumut local numai pentru suma implicata pana la reglarea fluxului de numerar)

UMP

Implementarea strategiei de minimizare a riscurilor va avea efect asupra probabilității, reducând-o de la M la S.

în această situație scorul combinat va fi de 5, riscul devenind unul nesemnificativ.

Scor combinat: 25

Negocierea cu contractorii pentru a nu suspenda lucrările

UMP

| Risc foarte mare

Risc mare

Tabel nr. 50 - Matricea de management a riscurilor

Risc mediu

Risc scăzut

Risc nesemnificativ

Legenda:

Beneficiar - Municipiul Oradea

Operator - SC Termoficare Oradea SA

Autoritatea de Management - Programul Operațional Infrastructura Mare

Prestator: Asistența tehnică

UMP - Unitatea de management al proiectului din subordinea beneficiarului

UIP - Unitatea de implementare a proiectului din subordinea operatorului

S,M,R - Scăzut (scor-1), Mediu (scor-5), Ridicat (scor—10 j; Scor combinat = Probabilitate‘lmpact

!

Nr.

cri.

r------------—----------------—----

Principalele riscuri identificate, descriere si argumentare

Probabilitatea cu care se manifesta riscurile identificate

Impactul riscurilor identificate

Descrierea strategiei de minimizare a riscurilor identificate

Entitatea responsabilă cu implementarea strategiei de minimizare a riscului

Analiza riscului rezidual

(S, M, R)

(S, M, R)

19

Aplicarea de corecții financiare asupra contractelor atribuite în perioada de implementare a proiectului ceea ce conduce la creșterea cheltuielilor neeligibile ale proiectului

M

M

UIP, împreuna cu managementul de contract, vor verificarea calitatea si corectitudinea documentelor financiare elaborate în cadrul proiectului ce vor fi transmise către organismele abilitate a rambursa o _parte din cheltuieli

UMP

Asistența tehnică

Implementarea strategiei de minimizare a riscurilor va avea efect asupra probabilității, reducând-o de la M la S.

în această situație scorul combinat va fi de 5, riscul devenind unul nesemnificativ.

Asistenta tehnica asigurata prin dirigintele de șantier va verifica situațiile de lucrări si încadrarea acestora în bugetul aprobat, conform ordinului de cheltuieli eligibile

Diriginte de șantier

Scor combinat: 25

Luarea de masuri preventive privind asigurarea unor sume suplimentare în bugetul proiectului

UMP

20

I

I

■_______

Diferende intre Romania si tarile UE care sa conducă la blocarea finanțării de la UE _____________________________________________________

s

R

Evaluarea consecințelor și luarea cu prioritate, a măsurilor care se impun.

Toate masurile vor fi considerate în strânsă concordanță cu prevederile clauzelor contractuale aferente proiectului și vor avea ca scop limitarea costurilor suplimentare, dar mai ales limitarea întârzierilor în implementarea proiectului.

UMP ____________________

Implementarea strategiei de minimizare a riscurilor va avea efect asupra impactului, reducându-l de la R la M. Beneficiarul va continua investiția din surse proprii pentru conformarea la normele de mediu.

Scor combinat: 10

Beneficiar: UAT Municipiul Oradea

| Risc foarte mare

Risc mare

Tabel nr. 50 - Matricea de management a riscurilor

Risc mediu

Risc scăzut

Risc nesemnificativ

Legenda:

Beneficiar - Municipiul Oradea

Operator - SC Termoficare Oradea SA

Autoritatea de Management - Programul Operațional Infrastructura Mare

Prestator: Asistența tehnică

UMP - Unitatea de management al proiectului din subordinea beneficiarului

UIP - Unitatea de implementare a proiectului din subordinea operatorului

S,M,R - Scăzut (scor-1), Mediu (scor-5), Ridicat (scor-101; Scor combinat = Probabilitate'lmpact

Nr. crt.

Principalele riscuri identificate, descriere si argumentare

Probabilitatea cu care se manifesta riscurile identificate

Impactul riscurilor identificate

Descrierea strategiei de minimizare a riscurilor identificate

Entitatea responsabilă cu implementarea strategiei de minimizare a riscului

„ —--

Analiza riscului rezidual

în această situație scorul combinat va fi de 5, riscul devenind unul nesemnificativ.

(S, M, R)

(S, M, R)

21

O inflație care sa depaseasca limitele prognozate care poate afecta in cascada toate preturile la material, manopera, echipamente si utilaje

M

M

Evitarea unor costuri suplimentare a proiectului

UMP

Implementarea strategiei de minimizare a riscurilor va avea efect asupra impactului, reducându-l de la M la S. Beneficiarul va suplimenta din surse proprii/atrase eventualele costuri neprevăzute.

în această situație scorul combinat va ti de 5 riscul devenind unul nesemnificativ.

Se vor identifica resurse financiare pentru suportarea acestor costuri si cuprinderea lor in bugetul Beneficiarului

UMP

Scor combinat: 25

Risc foarte mare

Tabel nr. 50 — Matricea de management a riscurilor

Risc mare

Risc mediu

Risc scăzut

Risc nesemnificativ

Legenda:

Beneficiar - Municipiul Oradea

Operator - SC Termoficare Oradea SA

Autoritatea de Management - Programul Operațional Infrastructura Mare

Prestator: Asistența tehnică

UMP - Unitatea de management al proiectului din subordinea beneficiarului

UIP - Unitatea de implementare a proiectului din subordinea operatorului

S,M,R - Scăzut (scor-1), Mediu (scor-5), Ridicat (scor—101; Scor combinat = Probabilitate*lmpact

Nr. crt.

Principalele riscuri identificate, descriere si argumentare

Probabilitatea cu care se manifesta riscurile identificate

Impactul riscurilor identificate

Descrierea strategiei de minimizare a riscurilor identificate

Entitatea responsabilă cu implementarea strategiei de minimizare a riscului

Analiza riscului rezidual

(S, M, R)

(S, M, R)

22

Suspendarea plăților fără/cu notificarea prealabilă

M

M

Corectarea cauzelor care au condus la aceasta situație

UMP

Asistența

tehnică

Implementarea strategiei de minimizare a riscurilor va avea efect asupra probabilității, reducând-o de ia M la S. în această situație scorul combinat va fi de 5, riscul devenind unul nesemnificativ.

Identificarea de soluții alternative de finanțare daca sumele de recuperat sunt foarte mari

UMP

Scor combinat: 25

23

Depășirea bugetului, pe anumite linii bugetare, în urma realizării procedurilor de achiziții și încheierea contractelor de prestări servicii sau furnizare.

M

M

Analizarea bugetului în vederea efectuării de transferuri între linii bugetare sau capitole bugetare în conformitate cu procedurile de implementare

UMP

Implementarea strategiei de minimizare a riscurilor va avea efect asupra impactului, reducându-l de la M la S.

în această situație scorul combinat va fi de 5, riscul devenind unul nesemnificativ.

Scor combinat: 25

Dacă este căzui, alocarea de fonduri suplimentare pentru susținerea cheltuielilor respective

UMP

întocmirea și transmiterea către finanțator de notificări/acte adiționale de modificarea a bugetului

UMP

| Risc foarte mare

Risc mare

Tabel nr. 50 - Matricea de management a riscurilor

Risc mediu

Risc scăzut

Risc nesemnificativ

Legenda:

Beneficiar - Municipiu! Oradea

Operator - SC Termoficare Oradea SA

Autoritatea de Management - Programul Operațional Infrastructura Mare

Prestator: Asistența tehnică

UMP - Unitatea de management al proiectului din subordinea beneficiarului

UIP - Unitatea de implementare a proiectului din subordinea operatorului

S,M,R - Scăzut (scor-1), Mediu (scor-5), Ridicat (scor--10); Scor combinat = Probabilitate*Impact

Nr. crt.

Principalele riscuri identificate, descriere si argumentare

Probabilitatea cu care se manifesta riscurile identificate

Impactul riscurilor identificate

Descrierea strategiei de minimizare a riscurilor identificate

Entitatea responsabilă cu implementarea strategiei de minimizare a riscului

Analiza riscului rezidual

(S, M, R)

(S, M, R)

24

Schimbarea cadrului legislativ cu efect în implementarea proiectului

M

R

S-a realizat o analiză a legislației în vigoare la momentul realizării proiectului si Beneficiarul va face o analiza la momentul începerii implementării proiectului și la momentul demarării contractelor, din punct de vedere legislativ, a activităților derulate în cadrul proiectului

UMP

Implementarea strategiei de minimizare a riscurilor va avea efect asupra impactului, reducându-l de la R la M.

în această situație scorul combinat va fi de 25, riscul devenind unui mediu.

Scor combinat: 50

Rezultatele analizei vor fi prezentate în cadrul ședințelor de lucru, odată cu prevederile legislative ce vor fi aplicate în cadrul implementării proiectului

UMP

— -

25

Nefinalizarea contractelor semnate în perioada de implementare a proiectului în graficul de timp asumat în cadrul condițiilor contractuale

______________________________________________________

M

R

Asigurarea unui program de monitorizare strictă a progresului contractelor

UMP

Implementarea strategiei de minimizare a riscurilor va avea efect asupra probabilității, reducând-o de la M la S.

în această situație scorul combinat va fi de 10, riscul devenind unul scăzut.

Scor combinat: 50

Identificarea aspectelor critice și avertizarea contractorilor cu privire la acestea

UMP

Stabilirea de sancțiuni în cadrul contractelor pentru nefinalizarea contractelor din vina contractorului

UMP

Realizarea de ședințe de progres în care vor fi evidențiate pe de o parte riscurile de nefinalizarea a

UMP

Risc foarte mare

Risc mare

Tabel nr. 50 - Matricea de management a riscurilor


Risc mediu

Risc scăzut

Risc nesemnificativ

Legenda:

Beneficiar - Municipiul Oradea

Operator - SC Termoficare Oradea SA

Autoritatea de Management - Programul Operațional Infrastructura Mare

Prestator: Asistența tehnică

UMP - Unitatea de management al proiectului din subordinea beneficiarului

UIP - Unitatea de implementare a proiectului din subordinea operatorului

S,M,R - Scăzut (scor-1), Mediu (scor-5), Ridicat (scor—10j; Scor combinat = Probabilitate*lmpact

Nr. crt.

Principalele riscuri identificate, descriere si argumentare

Probabilitatea cu care se manifesta riscurile identificate

(S, M, R)

Impactul riscurilor identificate

(S, M, R)

Descrierea strategiei de minimizare a riscurilor identificate

Entitatea responsabilă cu implementarea strategiei de minimizare a riscului

Analiza riscului rezidual

contractelor, pe de altă parte, soluțiile pentru remedierea problemelor apărute

26

în perioada de implementare a proiectului apar situații de modificare a proprietății asupra terenului ca urmare a revendicărilor (amplasamentul investiției nu este liber de sarcini)

S

Scor combinat:

M

5

Beneficiarul va monitoriza atent proprietatea asupra terenurilor și clădirilor unde urmează a fi realizată investiția

UMP

Riscul este deja unul nesemnificativ.

Proiectantul revizuiește proiectul tehnic pentru eliminarea problemei, cu implicații minime asupra graficului de implementare si a bugetului proiectului

Proiectant

27

Insolventa sau falimentul operatorilor economici cu care AC (Beneficiarul) a semnat diverse contracte necesare pentru implementarea proiectului

M

R

Identificarea timpurie a unor astfel de cazuri si propunerea unor masuri de redresare

UIP

Implementarea strategiei de minimizare a riscurilor va avea efect asupra probabilității, reducând-o de fa M la S.

în această situație scorul combinat va fi de 10, riscul devenind unul scăzut.

Scor combinat: 50

Propunerea de clauze în cadrul contractelor pentru astfel de situații

UMP

Concentrare continua asupra intereselor comune

UIP UMP

28

Schimbarea reprezentantului legal semnatar principal al

M

M

Minimizarea impactului intarzierilor in procesul decizional sau al validării documentelor           ___

IHUUMJ.- -J'-C' r~ ~ . I1. fl.M.              .R JJ. J,. J L J l . J. X-.l A . J. ■.^■.11 ». J ■ » ■

UMP

Implementarea strategiei de minimizare a riscurilor

| Risc foarte mare

Risc mare

Tabel nr. 50 - Matricea de management a riscurilor

Risc mediu

Risc scăzut

Risc nesemnificativ

Legenda:

Beneficiar - Municipiul Oradea

Operator - SC Termoficare Oradea SA

Autoritatea de Management - Programul Operațional Infrastructura Mare

Prestator: Asistența tehnică

UMP - Unitatea de management al proiectului din subordinea beneficiarului

UIP - Unitatea de implementare a proiectului din subordinea operatorului

S,M,R- Scăzut (scor-1), Mediu (scor-5), Ridicat (scor—101; Scor combinat = Probabilitate*lmpact

Nr. crt.

Principalele riscuri identificate, descriere si argumentare

contractului din partea beneficiarului ce poate cauza întârzieri sau blocarea circuitului de documente

Probabilitatea cu care se manifesta riscurile

(S, M, R)

Impactul riscurilor identificate

(S, M, R)

Descrierea strategiei de minimizare a riscurilor identificate

Entitatea responsabilă cu implementarea strategiei de minimizare a riscului

Analiza riscului rezidual

va avea efect asupra probabilității, reducând-o de la M la S.

în această situație scorul combinat va fi de 5, riscul devenind unul nesemnificativ.

Identificarea unor soluții tranzitorii

UMP

Scor combinat: 25

29

Posibile divergente privind soluțiile tehnice aprobate si modificarea acestora pe parcursul perioadei de implementare

M

M

Stabilirea de proceduri de lucru clare în cazul modificărilor de soluții tehnice, în acord cu normele impuse de organele abilitate în implementarea proiectelor cu fonduri rambursabile/nerambursabile

UMP

Implementarea strategiei de minimizare a riscurilor va avea efect asupra impactului, reducându-l de la M la S.

în această situație scorul combinat va fi de 5, riscul devenind unul nesemnificativ.

Scor combinat: 25

Pregătirea de către Prestatorul de servicii de management si a Dirigintelui de șantier a tuturor informațiilor necesare pentru luarea unei decizii rapide și corecte de către Beneficiar în acord cu prevederile contractul de finanțare

Asistența tehnică Diriginte de șantier

Organizarea de ședințe de lucru regulate pentru identificarea de soluții viabile

UMP

30

Incapacitatea

M

Antreprenorul va transmite Prestatorului detaliile

.Asistența

Riscul este dejă unul

| Risc foarte mare

Risc mare

Tabel nr. 50 - Matricea de management a riscurilor

Rtsc mediu

Risc scăzut

Risc nesemnificativ

Legenda:

Beneficiar - Municipiul Oradea

Operator - SC Termoficare Oradea SA

Autoritatea de Management - Programul Operațional Infrastructura Mare

Prestator: Asistența tehnică

UMP - Unitatea de management al proiectului din subordinea beneficiarului

UIP - Unitatea de implementare a proiectului din subordinea operatorului

S,M,R - Scăzut (scor-1), Mediu (scor-5), Ridicat (scor-10j; Scor combinat = Probabilitate*lmpact

- -----

Nr.

crt.

Principalele riscuri identificate, descriere si argumentare

Probabilitatea cu care se manifesta riscurile identificate

Impactul riscurilor identificate

Descrierea strategiei de minimizare a riscurilor identificate

Entitatea responsabilă cu implementarea strategiei de minimizare a riscului

Analiza riscului rezidual

(S, M, R)

(S, M, R)

Proiectantului/Antreprenorului de a propune soluții tehnice pentru surmontarea unor obstacole inițial neprevăzute

asupra obstacolului întâmpinat, precum și măsuri de soluționare

tehnică

nesemnificativ.

Se vor realiza ședințe de urgență la care vor participa toate părțile implicate

UMP

Scor combinat: 5

Prestatorul de servicii de management va stabili o soluționare, luând in considerare toate circumstanțele relevante, pe care o va prezenta Beneficiarului și Antreprenorului

Asistența tehnică

31

Lucrări care nu sunt realizate corect din punct de vedere tehnic

M

M

Desemnarea unui Diriginte de șantier responsabil, si implicarea acestuia in supervizarea executării lucrărilor incadrarea acestora in termenele prevăzute inițial

UMP

Implementarea strategiei de minimizare a riscurilor va avea efect asupra probabilității, reducând-o de la M la S.

în această situație scorul combinat va fi de 5, riscul devenind unul nesemnificativ.

Scor combinat: 25

Respectarea cu strictele a procedurilor tehnice

Diriginte de șantier

32

______

Rezilierea contractelor

S

R

Asigurarea unui plan de monitorizarea stricta a progresului contractelor, identificarea aspectelor critice,

UMP

Implementarea strategiei de minimizare a riscurilor

Tabel nr. 50 - Matricea de management a riscurilor


Risc mare

Risc mediu

Risc scăzut

Risc nesemnificativ


Legenda:

Beneficiar - Municipiul Oradea

Operator - SC Termoficare Oradea SA

Autoritatea de Management - Programul Operațional Infrastructura Mare Prestator: Asistența tehnică

UMP - Unitatea de management al proiectului din subordinea beneficiarului UIP - Unitatea de implementare a proiectului din subordinea operatorului S,M,R - Scăzut (scor-1), Mediu (scor;5) Ridicat (scor-1


; Scor combinat = Probabilitate*Impact

Nr. crt.

Principalele riscuri identificate, descriere si argumentare

Probabilitatea cu care se manifesta riscurile identificate

Impactul riscurilor identificate

1

Descrierea strategiei de minimizare a riscurilor identificate

Entitatea responsabilă cu implementarea strategiei de minimizare a riscului

Analiza riscului rezidual

(S, M, R)

(S, M, R)

-------------------

.------------

avertismente timpurii.

va avea efect asupra impactului, reducându-l de la R la M.

în această situație scorul combinat va fi de 5, riscul devenind unul nesemnificativ.

Prestatorul de servicii de management va acorda asistență pentru identificarea soluțiilor care sa prevină întârzierile în finalizarea contractelor la timp

Asistența tehnică

Scor combinat: 10

Analizarea unor soluții alternative in caz de producere a riscului

UMP Asistența tehnică

33

întârzieri in emiterea Ordinului de începere a lucrărilor de către Beneficiar ca urmare a obținerii cu întârziere a Autorizațiilor de Construire

M

R

Mobilizarea personalului UIP, răspunzător de aceasta activitate

UIP

Implementarea strategiei de minimizare a riscurilor va avea efect asupra probabilității, reducând-o de la M la S.

în această situație scorul combinat va fi de 10, riscul devenind unul scăzut.

Mobilizarea proiectantului, daca din vina lui nu se

UMP

Scor combinat: 50

poate elibera autorizația de construire

Demersuri la autoritatea publica locala /naționala care eliberea avizul/acordul necesar obținerii autorizației de construire pentru urgentarea acestei etape____

UMP


Tabel nr. 50 — Matricea de management a riscurilor

Risc foarte mare

Risc mare

Risc mediu


Risc scăzut

Risc nesemnificativ

Legenda:

Beneficiar - Municipiul Oradea

Operator - SC Termoficare Oradea SA

Autoritatea de Management - Programul Operațional Infrastructura Mare

Prestator: Asistența tehnică

UMP - Unitatea de management al proiectului din subordinea beneficiarului

UIP - Unitatea de implementare a proiectului din subordinea operatorului

S,M,R - Scăzut (scor-1), Mediu (scor-5) Ridicat (scor-10); Scor combinat = Probabilitate*Impact

Nr. crt.

Principalele riscuri identificate, descriere si argumentare

Probabilitatea cu care se manifesta riscurile identificate

Impactul riscurilor identificate

Descrierea strategiei de minimizare a riscurilor identificate

Entitatea responsabilă cu implementarea strategiei de minimizare a riscului

Analiza riscului rezidual

(S, M, R)

(S, M, R)

34

Neînceperea conform programării la termenele indicate in Caietul de Sarcini a contractelor de lucrări

M

R

Măsuri complexe de organizare și mobilizare a personalului (utilizarea la maximum a resurselor disponibile și mobilizarea tuturor resurselor disponibile) pentru încadrarea în graficul estimativ cu marea majoritate a contractelor de lucrări

UMP

UIP

Implementarea strategiei de minimizare a riscurilor va avea efect asupra probabilității, reducând-o de la M la S.

în această situație scorul combinat va fi de 10, riscul devenind unul scăzut.

Scor combinat: 50

Stabilirea de sancțiuni pentru neînceperea lucrărilor în conformitate cu caluzele contractuale asumate de Beneficiar și antreprenor (constructor)

UMP

R

R

Prestatorul servicii de management va sprijini Antreprenorul prin oferirea de explicații adiționale în corespondența uzuală

Asistența

Implementarea strategiei de minimizare a riscurilor va avea efect asupra probabilității, reducând-o de la R la M și asupra impactului, reducându-l de la R la M.

în această situație scorul combinat va fi de 25, riscul devenind unul

35 _______

Antreprenorul nu are personal calificat pentru implementarea contractelor finanțate din fonduri europene _______________________________________________________

tehnică

în cazuri justificate, Beneficiarul va recomanda Antreprenorului angajarea de personal instruit adecvat

UMP

Prestatorul servicii de management va justifica comentările cu privire la documentele elaborate de Antreprenor cu referire la prevederile contractuale

Asistența tehnică

| Risc foarte mare

Risc mare

Tabel nr. 50 - Matricea de management a riscurilor

3                                                                                                 Risc mediu

Risc scăzut

Risc nesemnificativ

Legenda:

Beneficiar - Municipiul Oradea

Operator - SC Termoficare Oradea SA

Autoritatea de Management - Programul Operațional Infrastructura Mare

Prestator: Asistența tehnică

UMP - Unitatea de management al proiectului din subordinea beneficiarului

UIP - Unitatea de implementare a proiectului din subordinea operatorului

S,M,R - Scăzut (scor-1), Mediu (scor-5), Ridicat (scor—101; Scor combinat = Probabilitate*lmpact

Nr. crt.

Principalele riscuri identificate, descriere si argumentare

Probabilitatea cu care se manifesta riscurile identificate

(S, M, R)

Impactul riscurilor identificate

(S, M, R)

Descrierea strategiei de minimizare a riscurilor identificate

Entitatea responsabilă cu implementarea strategiei de minimizare a riscului

Analiza riscului rezidual mediu.

36

Propunerea din partea Antreprenorului de a utiliza anumite tehnologii imature (pentru care nu exista echipamentele necesare, nu exista sisteme de incercare, testare, control, metode de calcul complet controlate, forța de munca specializata etc.)

S

M

Beneficiarul va verifica disponibilitatea la Antreprenor a experienței necesare

UMP

Riscul este deja unul nesemnificativ

Verificarea existentei utilajelor a forței de munca calificate, a metodelor de testare, incercare etc.

UMP

Scor combinat: 5

Aprobarea de către Beneficiar a aplicării acelor tehNulogii speciale sau inca insuficient controlate/cunoscute

UMP

Scor combinat: 25

37

Neconcordanta dintre documentația tehnica si situația din teren

M

R

Evaluarea consecințelor și luarea cu prioritate, a măsurilor care se impun.

Toate aceste masuri vor fi considerate în strânsă concordanță cu prevederile clauzelor contractuale aferente din contractul de execuție al lucrărilor și vor avea ca scop limitarea costurilor suplimentare, dar mai ales limitarea întârzierilor în execuția lucrărilor

UMP

Implementarea strategiei de minimizare a riscurilor va avea efect asupra impactului, reducându-l de la R la M.

în această situație scorul combinat va fi de 25,

Scor combinat: 50

Risc scăzut

Risc nesemnificativ

Legenda:

Beneficiar - Municipiul Oradea

Operator - SC Termoficare Oradea SA

Autoritatea de Management - Programul Operațional Infrastructura Mare

Prestator: Asistența tehnică

UMP- Unitatea de management al proiectului din subordinea beneficiarului

UIP - Unitatea de implementare a proiectului din subordinea operatorului

S,M,R- Scăzut (scor-1), Mediu (scor-5) Ridicat (scor-10); Scor combinat = Probabilitate*lmpact

Nr. crt.

Principalele riscuri identificate, descriere si argumentare

Probabilitatea cu care se manifesta riscurile identificate

Impactul riscurilor identificate

Descrierea strategiei de minimizare a riscurilor identificate

Entitatea responsabilă cu implementarea strategiei de minimizare a riscului

Analiza riscului rezidual

riscul devenind unul mediu.

(S, M, R)

(S, M, R)

38

întârzieri in verificarea si avizarea de către Beneficiar a variațiilor fata de contractul inițial de lucrări, in special in cazul schimbărilor majore ale soluției tehnice inițiale

M

M

Se va solicita o ședința comuna cu toti factorii implicați in proiect pentru identificarea cauzelor ce au generat aceste intarzieri.

Funcție de concluziile de la finalul ședinței se vor lua masurile care se impun astfel incat pe viitor sa nu mai apara astfel de cazuri care pot impiedica implementarea proiectului

Asistența tehnică

Implementarea strategiei de minimizare a riscurilor va avea efect asupra probabilității, reducând-o de la M la S.

în această situație scorul combinat va fi de 5, riscul devenind unul nesemnificativ.

Scor combinat: 25

39

în implementare se constantă că listele de cantitati din documentația atribuita nu reflecta in totalitate toatre

M

M

Se procedează la relocări in cadrul bugetului contractat

UMP

Implementarea strategiei de minimizare a riscurilor va avea efect asupra impactului, reducându-l

In cazul in care se constata ca unele poziții din listele de cantitati sunt supraevaluate sau chiar inutile

UMP

| Risc foarte mare

Risc mare

Tabel nr. 50 — Matricea de management a riscurilor

Risc mediu

Risc scăzut

Risc nesemnificativ

Legenda:

Beneficiar - Municipiul Oradea

Operator - SC Termoficare Oradea SA

Autoritatea de Management - Programul Operațional Infrastructura Mare

Prestator: Asistența tehnică

UMP - Unitatea de management al proiectului din subordinea beneficiarului

UIP - Unitatea de implementare a proiectului din subordinea operatorului

S,M,R - Scăzut (scor-1), Mediu (scor-5), Ridicat (scor-10j; Scor combinat = Probabilitate*Impact

Nr. ort.

Principalele riscuri identificate, descriere si argumentare

lucrările ce urmeaza a fi executate, cu efecte asupra bugetului proiectului

Probabilitatea cu care se manifesta riscurile identificate

Impactul riscurilor identificate

Descrierea strategiei de minimizare a riscurilor identificate

(neadecvate sau minore) se poate recurge la compensări valorice

Entitatea responsabilă cu implementarea strategiei de minimizare a riscului

Analiza riscului rezidual

de la M la S.

în această situație scorul combinat va fi de 5, riscul devenind unul nesemnificativ.

(S, M, R)

(S, M, R)

Scor combinat: 25

In extremis se poate recurge la marirea cotei co-finanțare subscrise de către Beneficiar

UMP

40

Apariția unor situații neprevăzute privind calitatea terenului, chiar daca studiile de specialitate au fost realizate conform legislației si normelor in vigoare, ceea ce poate determina modificarea soluției tehnice, cu influente asupra eligibilității cheltuielilor

M

R

Prestatorul servicii de management analizeaza situația si'propune Beneficiarului soluții tehnice pentru rezolvare, in condițiile respectării graficului de implementare

Asistența tehnică

implementarea strategiei de minimizare a riscurilor va avea efect asupra impactului, reducându-l de la R la M.

în această situație scorul combinat va fi de 25, riscul devenind unul mediu.

Scor combinat: 50

_________

Prestatorul servicii de management analizeaza situația si, in funcție de soluțiile tehnice, propune Beneficiarului soluții pentru pastrarea eligibilității cheltuielilor

Asistența tehnică

41

Apariția unor situri arheologice pe terenul aferent proiectului cu influente directe asupra graficului de implementare al

s

R

Prestatorul servicii management analizeaza situația impreuna cu Antreprenorul si propune Beneficiarului revizuirea graficului de implementare al proiectului, cu încadrarea in limita de timp

Asistența tehnică

Implementarea strategiei de minimizare a riscurilor va avea efect asupra impactului, reducându-l

Tabel nr. 50 - Matricea de management a riscurilor

*   | Risc foarte mare

Risc mare

Risc mediu

Risc scăzut

Risc nesemnificativ

Legenda:

Beneficiar - Municipiul Oradea

Operator - SC Termoficare Oradea SA

Autoritatea de Management - Programul Operațional lnfr( Prestator: Asistența tehnică

UMP Unitatea de management al proiectului din subord UIP - Unitatea de implementare a proiectului din subordir S,M,R - Scăzut (scor-1), Mediu (scor-5), Ridicat (scor-10

îstructura Mare

nea beneficiarului

ea operatorului

}; Scor combinat = Probabilitate*lmpact

Nr.

crt.

Principalele riscuri identificate, descriere si argumentare

proiectului

Probabilitatea cu care se manifesta riscurile identificate _

(S, M, R)

Impactul riscurilor identificate

(S, M, R)

Descrierea strategiei de minimizare a riscurilor identificate

Entitatea responsabilă cu implementarea strategiei de minimizare a riscului

Analiza riscului rezidual

de la R la M.

în această situație scorul combinat va fi de 5, riscul devenind unul nesemnificativ.

Scor combinat:

10

Beneficiarul anunța finanțatorul, prin Organismul Intermediar, despre eveniment si supune aprobării soluția stabilita de comun acord cu Prestatorul servicii de management

UMP

42

>_____

Apariția unor situri arheologice pe terenul aferent proiectului iar autoritatea de specialitate nu aproba descărcarea arheologica, ceea ce pune in pericol finalizarea proiectului

S

R

Prestatorul servicii de management analizeaza situația impreuna cu Antreprenorul si Beneficiar si stabilesc daca este posibil sa fie revizuita soluția tehnica

Asistența tehnică

Implementarea strategiei de minimizare a riscurilor va avea efect asupra impactului, reducându-l de la R la M.

în această situație scorul combinat va fi de 5, riscul devenind unul nesemnificativ.

Scor combinat:

10

Antreprenorul revizuiește soluția tehnico-economica si transmite Beneficiarului spre avizare

Constructor

Beneficiarul anunța finanțatorul despre situația existenta si supune aprobării soluția stabilita

UMP

Prestatorul servicii de management revizuiește graficul de implementare a proiectului, cu respectarea termenului limita de finalizare a implementării si ii transmite spre avizare Beneficiarului, in situația in care finanțatorul a acceptat propunerea tehnic-economica

Asistența tehnică

Scor comb

nat: 100

Tabel nr. 50 - Matricea de management a riscurilor


Risc mare


Risc mediu


în concluzie, în urma analizei riscului rezidual, riscurile medii și mari cărora trebuie acordată o atenție deosebită în perioada investițională sunt:

  • •   Neatribuirea contractelor de lucrări in termenul necesar, nu permite finalizarea proiectului in orizontul de timpul planificat.

Măsură de prevenire/atenuare a riscului - Propunerea de lansare a procedurii de licitații anterior semnării contractului de finanțare, cu specificarea in documentația de atribuire a unei clauze suspensive, in sensul în care contractul se va semna după semnarea contractului de finanțare

  • •  Contestații numeroase asupra procedurilor de atribuire a contractelor pot determina întârzieri in atribuirea contractelor ce nu permit finalizarea proiectului in orizontul de timpul planificat. Măsură de prevenire/atenuare a riscului - Documentațiile de atribuire se vor întocmi astfel încât să răspundă cerințelor legislației din domeniul achizițiilor publice, iar pentru analiza ofertelor tehnice si financiare in comisia de evaluare se vor include si experți externi cooptați cu specializare in domeniul infrastructurii rețelelor de termoficare.

  • •  întârzieri care pot să apară datorită unor condiții excepționale/adverse ale vremii. Măsură de prevenire/atenuare a riscului- realizarea in perioada cu vreme neprielnica a lucrărilor care nu sunt influențate de starea vremii.

  • •  Antreprenorul nu are personal calificat pentru implementarea contractelor finanțate din fonduri europene.

Măsură de prevenire/atenuare a riscului - UIP,UMP. Consultantul pe supervizare si consultantul pe management de proiect va sprijini antreprenorul pentru a se facilita execuția contractelor in termen.

  • •  Neconcordanța dintre documentația tehnica si situația din teren.

Măsură de prevenire/atenuare a riscului- având in vedere adjudecarea unui contract de proiectare si execuție, cu preț fermțtip FIDIC GALBEN), toate situațiile privind neconcordanta intre documentația tehnica si teren vor fi rezolvate de către Antreprenor sub coordonarea Inginerului.

  • •  Apariția unor situațiineprevăzute privind calitatea terenului, chiar daca studiile de specialitate au fost realizate conform legislației si normelor in vigoare, ceea ce poate determina modificarea soluției tehnice, cu influente asupra eligibilității cheltuielilor. Măsură de prevenire/atenuare a riscului - pentru prevenirea acestui risc s-a impus prin caietul de sarcinii menținerea traseului existent(actual) al conductelor.

Pentru perioada operațională, un risc potențial este reprezentat de posibilitatea ca ritmul de deconectare să escaladeze ritmul istoric. Pentru a evita acest fapt, se recomandă ca operatorul să alcătuiască și să implementeze un plan concret de măsuri pe termen mediu și lung care, pe de o parte, să fidelizeze consumatorii existenți și, pe de alta, să atragă noi consumatori.

Riscurile legate de schimbările climatice, aspectele privind adaptarea și atenuarea, precum și rezistența în fața dezastrelor

Schimbarea temperaturii medii si creșterea temperaturii sunt hazarde naturale care au fost evaluate in analiza CCVRA cu un risc final neglijabil.

Mișcările seismice (cutremure) au fost evaluate in analiza CCVRA cu un risc final scăzut.

Măsurile de prevenire/atenuare a riscului de seism considerate sunt:

  • - Proiectarea rețelelor de termoficare conform normativelor de proiectare care tin cont de caracteristiticile mișcărilor seismice din Municipiul Oradea (P100-3/2013).

  • - Execuția lucrărilor cu materiale si cu tehnologia prevăzută in proiect.

  • - Asigurarea calitatii sudurilor lucrărilor de montaj conducte.

-Montarea corespunzătoare a conductelor pe suporți sau îngroparea lor in subteran conform tehnologiei de montaj.

  • - Prevederea vanelor de secționare si a elementelor pentru preluarea dilatării termice si a vibrațiilor.

  • 6.3. Analiza de risc cantitativă

Analiza de senzitivitate a evidențiat variabilele critice pentru proiect. Fiecărei variabile critice identificate i s-a asociat o distribuție normală a probabilității, în funcție de valoarea de bază considerată în analiză, cu o deviație standard de ± 1%. în continuare, folosindu-se metoda Monte Carlo, s-a stabilit prin extragere aleatoare repetată (1500 de extrageri), un set de valori pentru variabilele critice, respectând intervalele definite prin distribuție pentru fiecare dintre ele. Pentru fiecare grup de valori, s-au calculat indicatorii de performanță VNAF/C, VNAF/K, VNAE și RIRE. Astfel, prin repetarea procedurii s-a obținut o distribuție a probabilității pentru indicatorii menționați mai sus.

Rezultatele analizei de risc vor fi exprimate ca medie estimată și deviație standard a acestor indicatori, pe baza distribuțiilor de probabilitate rezultate.

60.00CW


50 0006


40.00096



'///////



Figura 3 -Distribuția probabilității VNAF/C

în figura 3 se prezintă distribuția probabilității VNAF/C. Astfel, se observă că există o probabilitate de 30% ca valoarea VNAF/C să fie -20.889.940 euro. în același timp, există o probabilitate de circa 45% ca VNAF/C să fie cuprinsă între -31.108.437 și -20.889.940.

Probabilitatea ca VNAF/C să fie pozitivă este de sub 3%.

în figura 4 se prezintă distribuția probabilității VNAF/K. Astfel, se^ observă că există o probabilitate de circa 30% ca valoarea VNAF/K să fie -1.231.746 euro. în același timp, există o probabilitate de circa 45% ca VNAF/C să fie cuprinsă între -9.137.514 și -1.231.746. Probabilitatea ca VNAF/K să fie pozitivă este de sub 3%.

Rlsk Analysls; Economic Net Present value(ENPV)

Proba blllty dlstribution as a fu net ion variations of investments, incrementa! revenues and economic benefrt

70.000%

60.000%

Figura 5 - Distribuția probabilității VNAE

în figura 5 se prezintă distribuția probabilității VNAE. Astfel, se observă că există o probabilitate de circa 58% ca valoarea VNĂE să fie 38.601.870 euro. Probabilitatea ca VNAE sa atingă valori pozitive este 100%.

Risk Analysls: Economic Rate of Return (ERR)

Probabîllty dlstribution as a functlon varlations of InvestmentSj Incremental revenuesand economic benefits

70.000%

60,000%

1

50.000%

! I

40.000%

10.000%

/ \           Z\ I

/ \ ___ Z \ I

iiE»       -----1                                                                                           "       -----------

a*            o* Q* n*                   a* a* A* Z Z Z Z Z Z fa* fa* fa* Z Z Z

.y                                                                                                           T>‘       T>- aV

Figura 6 - Distribuția probabilității RRE în figura 6 se prezintă distribuția probabilității RIRE. Astfel, se observă că există o probabilitate de circa 58% ca valoarea RIRE să fie 19,7%. Probabilitatea ca RIRE să fie cuprinsă între 18% și 19,7% este 68%.

  • 7. Concluzii

Analiza cost beneficiu a avut drept obiectiv determinarea performanțelor financiare ale proiectuluiși, în baza acestora, determinarea necesității acordării de sprijin financiar nerambursabil și valoarea acestuia.

Totodată, analiza cost beneficiu a abordat performanțele proiectului atât din punct de vedere financiar - prin analiza financiară, cât și din punct de vedere economic - prin analiza economică. Astfel, în urma elaborării analizei financiare, s-au obținut rezultatele din tabelul de mai jos.

Tabel nr. 51 - Indicatori de performanță analiza financiară

Indicator al proiectului

Valoare rezultata

Concluzie

INVESTIȚIE

Rata interna de rentabilitate a investiției (RIRF/C)

-9,33%

< 4% (rata de actualizare) proiectul nu este rentabil financiar

inecesitacontributiecomunitaral

Valoarea neta actualizata Financiara a investiției (VNAF/C)

-20.889.940

< 0 (valoare negativa) -> veniturile nete nu au capacitatea de a acoperi costurile de investiții (proiectul necesita intervenție financiara nerambursabila)

Rata interna de rentabilitate a capitalului propriu (RIRF/K)

1,36%

< 4% (rata de actualizare) -^capitalul investit nu este rentabil financiar

Valoarea neta actualizata a capitalului propriu (VNAF/K)

-1.231.746

< 0 (valoare negativa) -> veniturile nete nu au capacitatea de a acoperi contribuția națională.

Rezultatele obținute pun în evidență o VNAF/C negativă ceea ce arată că, în lipsa ajutorului financiar nerambursabil proiectul este sub limita de eficiență și practic nu este sustenabil.

Rezultatele analizei financiare a capitalului propriu, în condițiile finanțării nerambursabile, arată că indicatorul VNAF/K crește comparativ cu VNAF/C, rămânând însă, în continuare, sub limitele de rentabilitate. Rata de rentabilitate a capitalului național se situează în continuare sub rata de actualizare, ceea ce arată că proiectul nu generează suficiente venituri pentru a acoperi contribuția națională.

în același timp, rezultatele analizei de sustenabilitate prezentate sintetic în figura de mai jos, demonstreză că proiectul este sustenabil financiar, fluxul de numerar net cumulat fiind egal cu zero pe toată perioada de analiză considerată, în condițiile și premisele de calcul considerate.

Sustenabilitatea proiectului

90,000,000

Figura 7 - Sustenabilitatea proiectului

Analiza economică a evaluat contribuția proiectului la bunăstarea economică a societății în general, internalizând practic la nivelul proiectului atât costurile cât și beneficiile atribuite acestuia la nivel global.

Rezultatele analizei economice pun în evidență o rata internă de rentabilitate economică - FURE = 19,7%, mai mare decât rata de actualizare considerată (5%). în același timp, valoarea netă actualizată economică a proiectului VNAE = 38.601.870 euro, este pozitivă, ceea ce demonstrează că beneficiile generate de proiect la nivelul societății sunt de natură să compenseze investiții acoperite de societate prin fondurile nerambursabile alocate.

*0

Față de rezultatele obținute în cadrul analizei cost beneficiu, se pot concluziona următoarele:

  • •   Realizarea investiției de reabilitare a rețelelor de transport energie termică din cadrul SACET Oradea este o investiție sustenabilă în condițiile acordării finanțării nerambursabile în cadrul POIM

  • •  Beneficiile globale generate de realizarea proiectului sunt de natură să compenseze investițiile realizate prin finanațare nerambursabilă.

1

iHiMiwiiwir.TWWi.iwi^iu .......n m .. ii'.iRirnn'nwiwiJWWWPWWWWWWHWLi jiiwi ii m«ljw hui

2

Sursa: Topul firmelor din Județul Bihor 2012, Ediția a XX-a, noiembrie 2013

3

'Sursa: Website Oficiul National al Registrului Comerțului

4

Această metodă este recomandată în Lucrarea clarificatoare nr. 3, Valoarea reziduală: definiție și mod de calculare în cadrul Analizei Cost-Beneficiu a proiectelor de investiții finanțate din FEDR și FC, pag. 6. Lucrarea clarificatoare nr. 3 este un

5

Regulamentul (UE) nr. 207/2015 al CE - Anexa HI

6

jrsa: Prognoza 2018 -2022 varianta de toamnă si Prognoza in profil teritorial decembrie 2017, elaborată de Comisia Națională de Prognoză

7

’ Sursa: Conform datelor agreate cu experții Jaspers în etapa anterioară a proiectului de reabilitare a SACET Oradea

8

La prețul gazelor naturale estimat in modelul BEI s-a adăugat si prețul transportului, respectiv 28,5 euro! 1000 m3.

9

” Rata șomajului pentru Regiunea Nord-Vest, conform cu datele INS, pentru 2014 (decembrie} a fost de 3,7%


Direcția Management Proiecte cu Finanțare Internațională


Piața Unirii, nr. 1 410 100, Oradea Tel. +40 259-437 000 Fax. +40 259-437 544 E-mail: primarie@oradea.ro

ANEXA nr. 2

SINTEZA INDICATORILOR TEHNICO-ECONOMICI AI INVESTIȚIEI

1.1 Obiecte investiționale

Nr.

Obiect

Pozare

DN [mm]

Lungime [m]

crt.

- tronson, amplasament -

Traseu

Propus

Traseu

Total

1.1

Magistrala termică M2, supraterană, de la C2' la intrarea în subteran - Pod - cămin Cs3,

Suprateran

700

1050

2060

1.2

Magistrala termică M2, supraterană, de la C2' la intrarea în subteran - Pod - cămin Cs3

Suprateran

700

370

Subteran

700

640

2

Magistrala termică M2 - str. Oneștilor

Subteran

400

270

170

3.1

Racord termic Nufărul 3, pe străzile Constantin Noica, lalomiței, traversare str. Nufărului, str. Ciheiului, str. Constantin Nottara și str. Grigore Moisil, inclusiv rac. PT 868 și 869

Subteran

400

420

1610

Subteran

300

30

Subteran

250

100

Subteran

100

20

3.2 "

Kacord termic Nufărul 3, pe străzile Constantin Noica, lalomiței, traversare str. Nufărului, str. Ciheiului, str. Constantin Nottara și str. Grigore Moisil, inclusiv rac. PT 868 și 869

Subteran

400

170

Subteran

300

700

Subteran

100

170

4

Magistrala termică nr.2, situată în Parcul 1 Decembrie, Str. Mihail Kogălniceanu, racordurile la PT 804 și 805; respectiv renunțarea la PT 804 și 805 si alimentarea consumatorilor de la aceste puncte termice prin intermediul unor mini puncte lermice

1 .Rețele primare

Subteran

250

510

1655

Subteran

300

310

2. Rețele primare ce inlocuiesc rețele secundare

Subteran

100

130

Subteran

80

110

Subteran

65

165

Subteran

50

180

Subteran

40

250

5

Magistrala termică M2 - B-dul Decebal - Parcul Nicolae Bălcescu - trecere în subteran

Subteran

500

1040

1040

6

Reabilitarea rețelei primare de termoficare Piața 1 Decembrie-str. Spiru Haret- Aleea E. Gojdu, cu racordurile la PT 801, 802, 816

1 .Rețele primare

Subteran

250

290

1120

Subteran

200

270

2.Rețele primare ce inlocuiesc rețele secundare

Subteran

80

60

Subteran

65

60

Nr.

Obiect

Pozare

DN [mm]

Lungime [m]

crt.

- tronson, amplasament -

Traseu

Propus

Traseu

Total

Subteran

50

170

Subteran

40

240

7.1

Reabilitarea Bretelei dintre Magistrala termică nr. 1 și Magistrala termică nr.4 pe Calea Mareșal Al. Averescu - B-dul General Magheru; respectiv renunțarea la PT 818 si alimentarea consumatorilor 3                                                      5

de la acest punct termic si a imobilelor de pe B-dul General Magheru care nu sunt racordate la SACET prin intermediul unor mini puncte termice.

1 .Rețele primare

Subteran

300

430

2845

Subteran

250

780

Subteran

125

250

2.Retele primare ce inlocuiesc rețele secundare

Subteran

65

80

Subteran

50

110

Subteran

40

110

3.Rețele secundare

Subteran

50

60

Subteran

40

155

Subteran

25

30

Subteran

20

80

7.2

Reabilitarea Bretelei dintre Magistrala termică nr.l și Magistrala termică nr.4 pe Calea Mareșal Al. Averescu - B-dul General Magheru; respectiv renunțarea la PT 818 și alimentarea consumatorilor de la acest punct termic si a imobilelor de pe B-dul General Magheru care nu sunt racordate la SACET prin intermediul unor mini puncte termice.

Subteran

250

760

8

Reabilitare racord termic primar comun și cele individuale la PT 605 - 606 - 607, Splaiul Crișanei, str. Poieniței

Subteran

150

200

450

Subteran

100

250

9

Reabilitare racord termic primar la PT 604 - str. W. Shakespeare

Subteran

150

60

60

10

Reabilitare racord termic primar la PT 506 - str.

Constantin Brâncoveanu

Subteran

150

170

170

11

Reabilitare racord termic primar la PT 826 si PT 862, renunțarea la PT 862 și alimentarea prin intermediul mini punctelor termice (module) a imobilelor condominiu de tip bloc 1.Rețele primare

Subteran

200

130

3840

Subteran

150

280

2.Retele primare ce inlocuiesc rețele secundare

Subteran

80

100

Subteran

65

830

Subteran

50

185

Subteran

40

380

Subteran

25

40

Subteran

20

165

3.Rețele secundare

Subteran

100

450

Subteran

80

30

Subteran

65

90

Nr.

Obiect

Pozare

DN (mm]

Lungime [m]

crt.

- tronson, amplasament -

Traseu

Propus

Traseu

Total

Subteran

50

70

Subteran

40

175

Subteran

32

65

12

Reabilitare racord termic primar la PT 407, str. Bărăganului, cu relocarea în domeniul public

Subteran

150

160

160

13

Reabilitare racord termic primar la PT 209 - Piața București

Subteran

150

200

200

14

Reabilitare racord termic PT315 -Spitalul Județean de j>e strada Louis Pasteur

Subteran

150

290

290

15

Reabilitare bretea de legătură pe str. Teiului

Subteran

200

420

420

16

Reabilitare rețea termică primara pe străzile Sulyok Istvan, Rahovei și Primăriei (PT 710, 711, 718, 715)

Subteran

200

460

690

Subteran

100

170

Subteran

65

30

Subteran

50

30

17

Reabilitare racord termic primar la PT 420 - Liceul Mihai Eminescu, str. Roman Ciorogariu

Subteran

150

50

50

18

Reabilitare racord termic primar la PT 720 - blocul stea, str. Tudor Vladimirescu

Subteran

100

110

110

19

Reabilitare racord termic primar la PT 887 - Piața

Emanuil Gojdu

Subteran

200

320

320

20

Reabilitare rețea termică în Piața Cetății și relocare pe domeniul public al racordului termic primar la PT 807

Subteran

250

280

520

Subteran

80

240

21

Reabilitare racord termic primar la PT 841, str. Grădinarilor

Subteran

150

130

130

22

Reabilitare racord termic primar la PT 842 - 833, str. Grădinarilor - str. Borsecului

Subteran

250

50

400

Subteran

150

350

23

Reabilitare magistrala Termică M2 - suprateran, pe str. W. Shakespeare, între str. T. Vladimirescu (CS5) și str. Simion Bămuțiu (C9.1), cu introducere în subteran

Subteran

500

200

200

24

Reabilitare racordului termic primar la PT 819 și sediul Electrica din Magistrala M2 prin relocarea acestuia pe domeniul public, pe str. Griviței

Subteran

150

330

365

Subteran

40

35

| 25

Reabilitare racord termic primar la PT 832, str. Someșului

Subteran

150

140

140

i

26

Reabilitare racord termic primar la PT 836, str.

Barierei - str. Cerbului

Subteran

150

140

140

1----------------------

27

Reabilitare racord termic primar la PT 422, str.

Mihai Eminescu

Subteran

125

70

70

28

Reabilitare racord termic primar la PT 820, str.

Sextil Pușcariu

Subteran

150

120

120

29

Reabilitare racorduri termice primare la PT 510, 511, 512, 513 si 514 Calea Alexandru Cazaban si str. Salcâmilor prin realizarea unui racord comun

Subteran

300

140

Subteran

200

590

Subteran

150

30

Nr.

Obiect

Pozare

DN [mm]

Lungime [m]

crt.

- tronson, amplasament -

Traseu

Propus

Traseu

Total

din Magistrala M2

Subteran

250

330

1790

Subteran

200

300

Subteran

150

400

^Reabilitare racorduri termice primare la PT 507, str. Oneștilor

Subteran

125

80

80

31

Racord termic primar pe str. Șirul Canonicilor

Subteran

200

290

290

32

Magistrala termică M2, cu racordul la PT 705, pe str. Tudor Vladimirescu

Subteran

Subteran

400

150

250

30

280

33

Reabilitare racord termic primar la PT 304

Subteran

150

175

175

34

Reabilitare racord termic primar la PT 703 - Liceu, str. Tudor Vladimirescu - Primăriei

Subteran

100

250

250

35

Reabilitare racord termic primar la PT 405 - str.

Barbu Ștefanescu Delavrancea

Subteran

80

90

90

36

Reabilitare racord termic primar la PT 509, P-ța Devei

Subteran

150

530

530

37

Reabilitare racord termic primar la PT 830 -Maternitatea, Calea Mareșal Al. Averescu

Subteran

125

120

120

38

Reabilitare magistrala termică M4 între platforma de vane str. Barierei și Plastor

Subteran

400

370

370

39

Reabilitare magistrala termică M5 între ramificație

M6 și CET 2

Subteran

200

750

750

40

Reabilitare racord termic primar la PT 210 - Parcul Petofi

Subteran

100

180

180

41

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a 41 PT

41.1

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 100

41.2

A iodernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 103

41.3

41.4

Iodernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 110

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 111

41.5

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 112

41.6

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 115

41.7

A Iodernizarea instalațiilor interioare,

Nr.

Obiect

Pozare

DN [mm]

Lungime [m]

crt.

- tronson, amplasament -

Traseu

Propus

Traseu

Total

monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 120

41.8

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 126

41.9

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 12 7

41.10

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 611

41.11

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 612

41.12

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 613

41.13

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 404

--

41.14

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 910

41.15

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 521

41.16

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 523

41.17

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 610

41.18

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 705

41.19

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 116

41.20

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 872

41.21

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 118

41.22

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor si automatizarea din

Nr.

Obiect

Pozare

DN [mm]

Lungime [mj

crt.

- tronson, amplasament -

Traseu

Propus

Traseu

Total

dispecerat a punctului termic 841

41.23

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 104

41.24

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 911

41.25

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 125

41.26

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 832

41.27

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 202

41.28

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 831

41.29

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 218

41.30

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 514

41.31

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 407

41.32

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 513

41.33

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 109

41.34

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 512

41.35

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 108

41.36

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 511

41.37

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 510

Nr.

Obiect

Pozare

DN [mm

Lungime [m|

crt.

- tronson, amplasament -

Traseu

Propus

Traseu

Total

41.38

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 887

41.39

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 411

41.40

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 420

41.41

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 221

41.42

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 200

43

Reabilitare racord termic primar la PT 822, Calea Mareșal Al. Averescu

Subteran

80

160

160

44

Reabilitare racord termic primar str. Mihail

Kogălniceanu, str. Crinului - PT 824

Subteran

200

200

660

Subteran

150

150

Subteran

125

160

Subteran

100

70

Subteran

50

80

45

Reabilitare racord PT 856 - Gara Velența cu relocarea pe domeniul public; respectiv renunțarea la PT 856 si alimentarea consumatorilor de la acest punct termic prin intermediul unor mini puncte termice

1 .Rețele primare

Subteran

150

700

800

2 .Rețele primare ce inlocuiesc rețele secundare

Subteran

65

20

Subteran

50

80

46

Racord termic primar pe str.Săvineștilor cu alimentare din căminul CVI5a

Subteran

200

330

330

1.2 Valoarea totală a investiției

Valoarea totală a investiției exprimată în prețuri constante este:

* inclusiv TVA :

147.928.455,70 lei

- din care C+M:

101.906.248,36 lei

* fără TVA:

- din care C+M :

124.465.744,94 lei

85.635.502,82 lei.

Valoarea totală a investiției, exprimată în prețuri curente este:

inclusiv TVA          159.385.514,60 lei / 34.198.496,74 euro

din care construcții montaj (C+M) 109.798.887,29 lei / 23.558.959,61 euro

* fără TVA:           134.105.616,89 lei / 28.774.324,37 euro

din care construcții montaj (C+M) 92267.972,51 lei / 19.797.445,03 euro la cursul lei/EURO din data de 21.02.2018 (1 EURO = 4,6606 RON).

Planul de finanțare al investii iei/surse de finanțare - preturi constante (euro):

Investiție

Valoare (Euro)

Valoarea totală a proiectului, din care:

31.740.216,93

Costuri eligibile

26.705.948,65

Costuri neeligibile (TVA)

5.034.268,28

Alte costuri neeligibile

0

Cheltuieli eligibile, finanțate din:

26.705.948,65

Fondul European de Dezvoltare Regionala (85%)

22.700.056,35

Bugetul de stat (13%}

3.471.773,33

Buget local (2%)

534.118,97

Cheltuieli neeligibile, finanțate din;

5.034.268,28

Buget local

5.034.268,28

Planul de finanțare al investitiei/surse de finanțare - prețuri curente i.euroi:

Valoare (Euro)

Valoarea totală a proiectului, din care:

34.198.496,73

Costuri eligibile

28.774.324,37

Costuri neeligibile (TVA)

5.424.172,36

Alte costuri neeligibile

0

Cheltuieli eligibile, finanțate din:

28.774.324,37

Fondul European de Dezvoltare Regională (85%)

24.458.175,72

Bugetul de stat (13%)

3.740.662,17

Buget local (2%)

575.486,49

Cheltuieli neeligibile, finanțate din:

5.424.172,36

Buget local

5.424.172,36

Date caracteristice ale reabilitării sistemului de termoficare etapa III:

Nr.

Denumire

Parametru /UM

Valoare

1

Rețele de termoficare primara

Lungime (m)

23100

2

Rețele de termoficare primara ce inlocuieste rețeaua secundara

Lungime (m)

1300

3

Rețele de termoficare secundara

Lungime (m)

1100

4

Puncte termice reabilitate

Buc.

42

5

Minipuncte termice instalate prin dezafectarea PT804, PT805, PT818, PT 856, PT862

Buc.

39

Cantitatile de emisii de gaze cu efect de sera si alti poluanti care se reduc ca urmare a reducerii consumului de combustibil sunt prezentate in tabelul următor:____________________

Specificație

U.M

Cantitate redusa

Reducerea pierderilor in rețele termice

Tj/an

290,19

Reducere consum gaze naturale

Tj/an

368,8

Mii Nmc

10.362,2

Gaze cu efect de serai CO2)

t/an

20.688

Oxizi de azot(NOx)

t/an

15,7

1.3 Durata de realizare

Durata de realizare a lucrărilor este 36 luni.

1.4 Ca

parități fizice

Nr.

Denumire

Parametru

Valoare

1

Rețele de termoficare primara

Lungime (m)

23100

2

Rețele de termoficare primara ce înlocuiește rețeaua secundara

Lungime (m)

1300

3

Rețele de termoficare secundara

Lungime (m)

1100

4

Puncte termice reabilitate

Buc

42

5

Minipuncte termice instalate prin dezafectarea PT804, PT805, PT818, PT 856, PT862___________

Buc

39

1.5 Indicatori de performanta

Indicatori de performanta obținuți în urma realizării investiției

Indicator de performanta

U.M

Reducere

Pierderi în rețeua termica primara

TJ/an

290,19

Gcal/an

69.307,6

STUDIU DE FEZABILITATE

Reabilitarea sistemului de termofîcare urbană la nivelul Municipiului Oradea pentru perioada 2009 - 2028 în scopul conformării la legislația de mediu și creșterii eficienței energetice - Etapa a IlI-a

Beneficiar: UAT Municipiul Oradea

2019

MEMORIU TEHNIC

Cuprins:

  • 1. DATE GENERALE

  • 1.1. Denumirea investiției:

  • 1.2. Denumirea lucrării:

  • 1.3. Amplasamentul:

  • 1.4. Ordonator de credite:

  • 1.5. Entitatea contractanta:

  • 1.6. Elaborator:

  • 1.7 Număr proiect:

  • 2. SITUAȚIA EXISTENTĂ ȘI NECESITATEA REALIZĂRII PROIECTULUI DE INVESTIȚII

  • 2.1. Concluziile studiului de prefezabilitate

  • 2.2. Prezentarea contextului

  • 2.3 Analiza situației existente și identificarea deficiențelor

  • 2.3.1 Operatorul sistemului

  • 2.3.2 Sursa de producere a energiei termice

  • 2.3.3 Rețele termice primare

  • 2.3.4 Rețele termice secundare

  • 2.3.5 Puncte termice

  • 2.3.6 Instalații la consumatori

  • 2.4 Analiza cererii de bunuri și servicii, inclusiv prognoze pe termen mediu și lung privind evoluția cererii,

în scopul justificării necesității obiectivului de investiții

  • 2.4.1 Necesitatea reabilitării rețelelor termice primare

  • 2.5 Obiective preconizate a fi atinse prin realizarea investiției publice

  • 3. Identificarea, propunerea și prezentarea a minimum două opțiuni tehnico-economice pentru

realizarea obiectivului de investiții

  • 3.1 Opțiuni analizate și concluziile MAȘTER PLAN

  • 3.2 Stadiu! realizării lucrărilor de investiții stabilite în varianta propusă in MAȘTER PLAN

  • 3.3 Analiza opțiunilor în studiu! de fezabilitate

  • 3.4 Prioritizarea tronsoanelor de rețea termică primară

  • 3.5 Descrierea investiției

  • 4. Analiza fiecărei opțiuni tehnico - economice propuse

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

de referință

  • 4.2 Analiza vulnerabilităților cauzate de factori de risc, antropic! și naturali, inclusiv de schimbări

climatice, ce pot afecta investiția

  • 4.2.1 Analiza vulnerabilității si riscurilor aferente schimbărilor climatice. Identificarea masurilor de

atenuare si /sau de adaptare

  • 4.2.1.1. ANALIZA VULNERABILITĂȚII

  • 4.2.1.1.1 Evaluarea senzitivitatii

  • 4.2.1.1.2 Evaluarea expunerii

  • 4.2.1.2. ANALIZA RISCURILOR

  • 4.2.1.2.1 Probabilitatea de apariție

  • 4.2.1.2.2 Severitatea expunerii

  • 4.2.1.3. IDENTIFICAREA MASURILOR DE ADAPTARE

  • 4.3 Situația utilităților și analiza de consum

  • 4.4 SustenabHitatea realizării obiectivului de in vestiții

  • 4.5 Estimări privind forța de muncă ocupată prin realizarea investiției

  • 4.6 Analiza cererii de bunuri și servicii, care justifică dimensionarea obiectivului de investiții

  • 4.7. Analiza financiară, inclusiv calcularea indicatorilor de performanță financiară: fluxul cumulat, valoarea

actualizată netă, rata internă de rentabilitate; sustenabilitatea financiară

  • 4.7.1. Identificarea investiției și costurile acesteia

  • 4.7.2. Ipotezele de bază în realizarea estimărilor

  • 4.7.3. Estimarea tarifelor și a costurilor unitare

  • 4.7.4. Determinarea indicatorilor financiari de fezabilitate a proiectului

  • 4.8. Analiza economică, inclusiv calcularea indicatorilor de performanță economică: valoarea actualizată netă, rata internă de rentabilitate și raportul cost-beneficiu sau, după caz, analiza cost-eficacitate 143

  • 4.9. Analiza de sensitivitate

  • 4.10. Analiza de risc, măsuri de prevenire/diminuare a riscurilor

  • 4.10.1 Analiza de risc calitativa

  • 4.10.2 Analiza de risc cantitativa

4,11 Concluzii

  • 5. Opțiunea tehnico-economică optimă, recomandată

  • 5.1 Comparația opțiunilor propuse, din punct de vedere tehnic, economic, financiar, a! sustenabilității și

riscurilor

  • 5.2 Selectarea și justificarea opțiunii optime recomandate

  • 5.3 Descrierea opțiunii optime recomandate

  • 5.3.1 Rețeaua termică de transport

  • 5.3.2 Rețea termică secundară. Parametrii de funcționare.

  • 5.3.3 Puncte termice

  • 5.3.4 Minipuncte termice ( Modulele termice)

  • 5.4 Principalii indicatori tehnico-economici aferenti obiectivului de investirii

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

din punctul de vedere a! asigurării tuturor cerințelor fundamentale aplicabile construcției, conform gradului de detaliere a! propunerilor tehnice

  • 5.5.1 Emisii în aer

  • 5.5.2 Emisii în apa

  • 5.5.3 Emisii în sol

  • 5.5.4 Zgomot

  • 5.5.5 Deșeuri și gestionarea deșeurilor

    • 5.6 Nominalizarea surselor de finanțare a investiției publice, ca urmare a analizei financiare și economice: fonduri proprii, credite bancare, alocații de ia bugetul de stat/bugetu! local, credite externe garantate sau contractate de stat, fonduri externe nerambursabile, alte surse legal constituite                      212

  • 6. Urbanism, acorduri și avize conforme                                                 214

  • 7. Implementarea investiției                                                               214

  • 1. DATE GENERALE

    • 1.1. Denumirea investiției:

„Reabilitarea sistemului de termoficare urbană la nivelul Municipiului Oradea pentru perioada 2009 - 2028 în scopul conformării la legislația de mediu și creșterii eficienței energetice - Etapa a lll-a”

  • 1.2. Denumirea lucrării:

Studiu de Fezabilitate „Reabilitarea sistemului de termoficare urbană la nivelul Municipiului Oradea pentru perioada 2009 - 2028 în scopul conformării la legislația de mediu și creșterii eficienței energetice - Etapa a lll-a”

  • 1.3. Amplasamentul:

JUDEȚUL BIHOR, Municipiul Oradea.

  • 1.4. Ordonator de credite:

CONSILIUL LOCAL AL MUN. ORADEA

  • 1.5. Entitatea contractanta:

TERMOFICARE ORADEA S.A

  • 1.6. Elaborator:

S.C. MECATRON S.R.L.

  • 1.7 Număr proiect:

SF-17493-00

  • 2. SITUAȚIA EXISTENTĂ Șl NECESITATEA REALIZĂRII PROIECTULUI DE INVESTIȚII

    • 2.1. Concluziile studiului de prefezabilitate

La această lucrare de investiție nu a fost eleborat în prealabil un studiu de prefezabilitate.

Pentru sistemul de termoficare urbana exista o documentație Mașter Plan care reprezintă planul de investiții pe termen lung. Prin strategia de alimentare cu căldură a Municipilui Oradea, au fost stabilite și analizate 3 scenarii strategice de alimentare cu energie termică în Municipiul Oradea, pornind de la particularitățile acesteia.

  • 2.2. Prezentarea contextului

Obiectivul general al proiectului "Reabilitarea sistemului de termoficare urbană la nivelul Municipiului Oradea pentru perioada 2009-2028 în scopul conformării la legislația de mediu și creșterii eficienței energetice - Etapa III" îl reprezintă creșterea eficientei energetice prin dezvoltarea sistemului centralizat de transport si distribuție a energiei termice in municipiul Oradea, inclusiv reducerea pierderilor de la nivelul rețelelor.

Scopul acestuia este de a contribui la creșterea competitivității si eficientei întregului sistem centralizat de încălzire urbana.

Acest proiect este complementar proiectelor:

  • - "Reabilitarea sistemului de termoficare urbană la nivelul Municipiului Oradea pentru perioada2009-2028 în scopul conformării la legislația de mediu și creșterii eficiențeienergetice - Etapa I" ce a fost finanțat în cadrul Programului Operațional Sectorial Mediu (POS Mediu), în perioada anterioară de programare.

  • - "Reabilitarea sistemului de termoficare urbană la nivelul Municipiului Oradea pentru perioada 2009-2028 în scopul conformării la legislația de mediu și creșterii eficiențeienergetice - Etapa II" ce a fost finanțat în cadrul Programului Operațional Infrastructura Mare (POIM) 2014 - 2020, Axa Prioritara 7- Creșterea eficienței energetice la nivelul sistemului centralizat de termoficare în orașele selectate prin prioritatea de investiții Sprijinirea eficienței energetice, agestionării inteligente a energiei și a utilizării energiei din surse regenerabile în infrastructurile publice, inclusiv în clădirile publice și în sectorul locuințelor, Obiectiv Specific 7.1 Creșterea eficienței energetice în sistemele centralizate de transport și distribuție a energiei termice în orașele selectate ce vizează promovarea investițiilor în eficiența energetică a sectorului de termoficare în vederea reducerii pierderilor înrețelele de transport și distribuție a agentului termic.

Documentația "Reabilitarea sistemului de termoficare urbană la nivelul Municipiului Oradea pentru perioada 2009-2028 în scopul conformării la legislația de mediu și creșterii eficienței energetice - Etapa III" va fi elaborata pentru a răspunde cerințelor obiectivelor Programului Operațional Infrastructura Mare(POIM) 2014 - 2020, Axa Prioritara 7-Creșterea eficienței energetice la nivelul sistemului centralizat de termoficare în orașele 6

selectate prin prioritatea de investiții Sprijinirea eficienței energetice, a gestionării inteligente a energiei și a utilizării energiei din surse regenerabile în infrastructurile publice, inclusiv în clădirile publice și în sectorul locuințelor, Obiectiv Specific 7.1 Creșterea eficienței energetice în sistemele centralizate de transport și distribuție a energiei termice în orașele selectate ce vizează promovarea investițiilor în eficiența energetică a sectorului de termoficare în vederea reducerii pierderilor în rețelele de transport și distribuție a agentului termic.

  • 2.3 Analiza situației existente și identificarea deficiențelor

Situația actuală a SACET Oradea

Județul Bihor cuprinde patru municipii, Oradea, Marghita, Beiuș și Salonta, șase orașe, Aleșd, Săcuieni, Valea lui Mihai, Nucet, Ștei și Vascău și 90 de comune. Populația județului este de 549.752 locuitori, conform recensământului din2011 , iar suprafața de 7.544 km2.

în prezent suprafața totală a ariilor protejate din județul Bihor totalizează cca 30.853,02 ha,care reprezintă 4,09% din suprafața totală a județului. De asemenea, în județul Bihor sunt 30 de situri Natura 2000

Municipiul Oradea este așezat pe cele două maluri ale Crișului Repede, râu care împartejudețul în aproximativ două jumătăți egale.Situat la numai 13 km de granița de vest a României, municipiul Oradea, ocupă o poziție central- europeană privilegiată, constituind un important nod de comunicații, aflat la distanță sensibil egală de capitalele

regiunii: București (651 km), Viena (518 km), Praga și la numai câteva ore pe șosea de Budapesta.

Municipiul Oradea are o suprafață de 70.606 ha și o populație de 196.367 locuitori, conform recensământului din anul 2011. Conform aceluiași recensământ în municipiul Oradea sunt 73.815 gospodării.

Sistemul de alimentare centralizată cu energie termică (SACET), alimentează cu energie termică cca 88% dingospodăriile/ populația municipiului Oradea și are următoarele componente principale:

  • * sursa de producere a energiei termice,

  • * rețele termice primare -asigură transportul energiei termice între sursă și punctele termice;

  • * punctele termice - asigură transferul energiei termice între agentul primar și agentul secundar;

  • * rețele termice secundare - asigură distribuția energiei termice de la punctele termice către consumatorii finali;

  • * consumatorul final.

  • 2.3.1 Operatorul sistemului

SC Electrocentrale Oradea SA și SC Termoficare Oradea SA.

S.C. Electrocentrale Oradea S.A. a fost înființată prin Hotărârii Consiliului Local al Municipilui Oradea H.C.L.M.O. nr. 121, 139 și 145 din 2002, constituindu-și patrimoniul inițial - în temeiul H.G. 104/2002 - prin desprinderea fostei Sucursale „Electrocentrale Oradea” din societatea „TERMOELECTRICA”. Acționarul unic al societății este Municipiul Oradea - prin C.L.M.O.

Ca urmare a pierderii de către S.C. Electrocentrale Oradea S.A., în anul 2012, a licenței de transport și distribuție energie termică, Municipiul Oradea a decis în anul 2013 retragerea delegării activităților de transport și distribuție și atribuirea directă a acestora către o nouă societate (Societatea Termoficare Oradea SA), înființată in luna iulie 2013 de către Municipiul Oradea și Comuna Sânmartin.

La data de 13.08.2013 împotriva S.C. Electrocentrale Oradea S.A. s-a deschis procedura generală de insolvență reglementată de Legea 85/2006, în dosarul nr. 6473/111/2013 aflate pe rolul Tribunalului Bihor. în calitate de administrator judiciar a fost numită Casa de Insolvență Transilvania S.P.R.L Filiala Bihor. Prin Sentința nr. 14/F/10.01.2018, Tribunalul Bihor a dispus începerea procedurii falimentului față de 8

debitoarea S.C. Electrocentrale Oradea S.A., dizolvarea societății debitoare și ridicarea dreptului de administrare al debitoarei, numind provizoriu lichidator judiciar CITR - Filiala Bihor SPRL. De la această dată societatea își desfășoară activitatea sub conducerea lichidatorului judiciar, urmând ca, după operațiunile de lichidare, societatea să fie radiată din evidențele Registrului Comerțului.

în baza HCL al Municipiului Oradea nr. 493/2013 și HCL al Comunei Sînmartin nr. 321/2013 a fost înființată Societatea Termoficare Oradea SA, având ca acționari Municipiul Oradea și Comuna Sînmartin, cu obiect de activitate transportul, distribuția și furnizarea energiei termice în sistem centralizat în Municipiul Oradea și Comuna Sînmartin.. Societatea Termoficare Oradea SA își desfășoară activitatea in baza Legii nr. 31/1990 republicată privind societățile comerciale, a O.U.G. nr. 109/2011 privind guvernanța corporativă a întreprinderilor publice, aprobată cu modificări și completări de Legea nr. 111/2016, a Legii nr. 51/2006 privind serviciile comunitare de utilități publice și a Legii nr. 325/2006 a serviciului public de alimentare cu energie termică.

în data de 06.08.2013 s-a încheiat Contractul de delegare a gestiunii serviciului de transport, distribuție si furnizare a energiei termice in sistem centralizat intre societatea Termoficare Oradea SA in calitate de delegat, si Asociația de Dezvoltare Intercomunitara TERMOREGIO, in calitate de delegatar.

în baza acestui contract i se transmite societății dreptul si obligația de a presta serviciul de transport, distribuție si furnizare a energiei termice in sistem centralizat pe raza Municipiului Oradea si a Comunei Sînmartin, dreptul de a administra si de a exploata infrastructura tehnico-edilitara aferenta serviciului in aria administrativ-teritoriala a Municipiului Oradea si a Comunei Sînmartin.

Prin HCL al Municipiului Oradea nr. 429/2016 s-a stabilit darea în concesiune către operatorul Termoficare Oradea SA a bunurilor rezultate ca urmare a implementării proiectului “Reabilitarea sistemului de termoficare urbană la nivelul Municipiului Oradea pentru perioada 2009-2028 în scopul conformării la legislația de mediu și creșterii eficienței energetice” - sursa CET Oradea.

Prin HCL al Municipiului Oradea nr. 443/2016 s-a decis retragerea începând cu data de 15.07.2016 a bunurilor proprietate publică și privată a Municipiului Oradea date în concesiune Societății Electrocentrale Oradea SA, prin încheierea unui act adițional la contractul de delegare aprobat prin HCL nr. 877/2006 și darea lor în concesiune către Societatea Termoficare Oradea SA, prin încheierea unui act adițional la contractul de delegare nr. 196/1/06.08.2013.

începând cu data de 15.07.2016, Societatea Termoficare Oradea SA este singurul operator abilitat să producă energie electrică și termică în cogenerare, să transporte, distribuie și furnizeze energie termică în sistem centralizat pe raza Municipiului Oradea și Comunei Sînmartin.

Societatea Termoficare Oradea SA deține LICENȚA nr. 1975/2016 pentru exploatarea comercială a capacităților de producere a energiei electrice și termice în cogenerare, potrivit Deciziei nr. 1824/2016 emise de Autoritatea Națională de Reglementare în domeniul Energiei, valabilă până la data de 25.11.2041.

Societatea Termoficare Oradea SA deține LICENȚA nr. 2096/13.08.2018 pentru prestarea serviciului de alimentare centralizata cu energie termica (valabilă până la data de 14.08.2043) in ariile administrativ - teritoriale ale municipiului Oradea si a comunei Sînmartin.

Datele de identificare a Societății Termoficare Oradea S.A. sunt:

Tabel 1

Numele societății

SC Termoficare Oradea SA

Adresa

Str. Calea Borșului, nr.23, Oradea, Jud. Bihor

Obiectul principal de activitate

Cod CAEN 3530

Statut juridic

Societate pe acțiuni

Acționari

Municipiul Oradea Comuna Sinmartin

Capital social la înființare

90.000 lei

Capital social la 31.12.2017

97.137.630 lei

Numărul de înregistrare la Registrul Comerțului

J5/1095/02.07.2013

Cod unic de înregistrare

31952982 din 02.07.2013

  • 2.3.2 Sursa de producere a energiei termice

Sursa de producere a energiei termice în SACET Oradea

Sursa noua de energie electrica si termica instalata la etapa I - date caracteristice

Societatea Termoficare Oradea S.A. are în exploatare pe amplasamentul din Oradea, Calea Borșului, nr. 23 sursa pentru producerea energiei electrice și termice în cogenerare. Această sursa este constituită din:

J sursa nouă de producere a energiei electrice și termice, realizată în cadrul proiectului Reabilitarea sistemului de termoficare urbană la nivelul MO pentru perioada (2009-2028) în scopul conformării la legislația de mediu și creșterea eficientei energetice

J instalații preluate de la sursa veche de producere a energiei electrice și termice, respectiv cazanul de abur nr.1 (C1), turbina cu abur nr. 1 (TA1), stația de tratare chimică a apei, stația electrica 6 kV, statia electrică 110 kV.

Prin circuitul primar de termoficare incintă se realizează transportul de apă fierbinte de la instalațiile de producere a acesteia până la gardul centralei. Circuitul secundar de termoficare incintă asigură apa caldă menajeră și încălzirea clădirilor din cadrul centralei.

Sursa nouă

Sursa nouă de producere a energiei electrice și termice este formată dintr-o turbină cu gaze (TG) LM 6000PF SPRINT GTG de fabricație GENERAL ELECTRIC, un cazan recuperator (CR) de apă fierbinte. Pe lângă cazanul recuperator de apă fierbinte, pentru acoperirea vârfurilor de consum s-au construit 2 cazane de apă fierbinte (CAF).

Cazanele (CAF) sunt cu funcționare mixtă, pe gaz natural (combustibil primar) sau pe combustibil lichid ușor - CLU (combustibil alternativ, de rezervă în situații excepționale -doar pentru o perioadă scurtă de maxim 10 zile pe an , atunci când serviciul de furnizare a gazelor naturale ar putea să nu fie disponibil la parametri corespunzători de livrare).

Caracteristicile tehnice ale principalelor echipamente din cadrul sursei noi sunt:

Turbina cu gaze

Turbină cu gaz (TG), model LM6000PF SPRINT. Turbina cu gaze este prevăzută să funcționeze permanent în regim de cogenerare la sarcină nominală.

Caracteristici principale ale turbinei cu gaze - conform proiect:

  • - Producător: General Electric

  • - Model: LM6000-PF SPRINT

  • - Combustibil: gaz natural

  • - Puterea electrică : 46 MWe

  • - Presiunea nominală a combustibilului: 46,54 bar la 100% sarcină

  • - Consum maxim de combustibil: 8,585 kg/h la - 20 °C

  • - Temperatură gaze ardere: 451,3 °C la + 15 °C.

Cazan recuperator

Cazanul recuperator de apă fierbinte utilizează gazele arse de la turbina cu gaze pentru producerea apei fierbinți.

Caracteristici principale - conform proiect:

  • - Producător: EKOL din Cehia

  • • Presiunea de calcul pe parte de apă (PS): 22barG

  • • Temperatura de calcul pe parte de apă (TS): 219,60

  • • Presiunea de calcul pe parte de gaze ardere: 75mbarG

  • • Temperatura de calcul pe parte de gaze de ardere: 550°C

  • • Puterea termică nominală: (46,62 -? 52,99)MWt

  • • Temperatura nominală a apei la intrare: 60/70°C

  • • Temperatura nominală a apei la ieșire: 80/130 °C

  • • Debit apă: (650 -? 750)t/h

  • • Temperatura gazelor de ardere la intrare: (438 482)°C

  • • Temperatura gaze ardere la ieșire (90 76)°C

  • • Pierderea de presiune pe parte de gaze de ardere 22 mbar

  • • Pierderea de presiune pe parte de apă: 1 bar

  • • Eficiența schimbului de căldură: (94,75 -? 98)%.

Cazane de apă fierbinte (CAF) - 2 buc.

Cazanele de apă fierbinte de 100 Gcal/h cu funcționare pe gaze naturale și combustibil lichid ușor (CLU), sunt de tip ignitubular cu cameră de ardere din pereți membrană. Spațiul de gaze de ardere este organizat în două drumuri.

Caracteristici principale - conform proiect:

  • • Producător: EKOL din Cehia

.• Puterea nominală a cazanelor: 116,3 MWt

  • • Temperatura maximă a apei la ieșire: 130 °C

  • • Temperatura apei la intrare: min. 70 O

  • • Presiunea apei la ieșire: 10 bar

  • • Presiunea proiectată pe partea de apă: 20 bar

  • • Debitul de apă nominal: 1.655 m3/h

  • • Debitul minim de apă: 800 m3/h

  • • Pierderea de presiune pe partea de apă: 2 bar

» Calitatea apei de circuit conform: EN12952-12

  • • Volumul de apă aprox.: 25 m3

  • • Randamentul cazanelor: combustibil - gaze naturale 95,75 %

  • • Combustibil: CLU (S < 1%) 95,75 %

Cazane de abur saturat (CAS) - 2 buc.

Cazanele de abur saturat sunt de tip AKH-14/16 EU, cu trei drumuri de gaze, cu volum mare de apă/abur. Arderea este asigurată de un arzător WEISHAUPT, tip RGMS 7014-A ZM-NR cu combustibil mixt: gaze naturale și CLU tip III.

Caracteristici principale - conform proiect:

  • • Presiunea maximă: 16 bar

  • • Presiune de probă: 27 bar

  • • Capacitate nominala: 14 t/h (9135 KW);

  • • Capacitatea minimă: 28 t/h

  • • Randamentul cazanului (cu ECO): 95 %

  • • Randamentul cazanului (fără ECO): 90 %

  • • Temperatura max. abur: 204,3 °C

  • • Temperatura de calcul: (225 -289)°C

  • • Consum gaze naturale: 1.030 Nm3/h

  • • Consum CLU: 835 kg/h.

Acumulator de căldură:

- capacitate 8500 mc apă, temp max 97 °C.

Stația de tratare chimică a apei

Apa brută pompată din cele doua puțuri, cu un debit de 36 mc/h și având temperatura de 10-15 °C intra la stația de tratare în modulul de preîncălzire în vederea ridicării temperaturii apei la 21 °C. Preîncălzirea se realizează într-un schimbător de căldura cu abur.

Apa bruta preîncălzită intră în instalația de filtrare - deferizare construita în sistem duplex. Instalația are la baza doua coloane de filtrare din material compozit- polietilena intarita cu fibra de sticla și acoperita cu rășina epoxidică, echipate cu nisip cuarțos și rășina Regular BIRM. Rolul acestei instalații este de a elimina suspensiile din apa și a reduce valoarea conținutului de fier sub 0,06 mg/L Apa astfel filtrată este stocata într-un rezervor orizontal de 50 mc. Din acest rezervor, prin pompare, apa intra în instalația de dedurizare compusa din trei coloane de filtrare din material compozit- polietilena intarita cu fibra de sticla și acoperita cu rasina epoxidică. Umplutura coloanelor este din nisip cuartos și rasina puternic acida de tip Lewatit. în aceasta instalație se elimina duritatea din apa.

Din instalația de dedurizare, apa dedurizată intră în instalația de osmoză inversă formată din doua liniii de osmoza de cate 15 mc/h fiecare. La ieșirea din instalația de demineralizare prin osmoza inversa, apa demineralizata are conductivitatea sub 10 microS/cm și conținutul de silice sub 1 mg/l. Apa demineralizata este stocata într-un rezervor orizontal de 50 mc, de unde, prin pompare este livrata spre degazorul cazanelor de abur saturat și spre degazorul de termoficare.

Pentru producerea apei necesare instalației SPRINT de la turbina, se trateaza apa demineralizata intr-o instalație de electrodeionizare, formata din doua baterii EDI de cate 15 mc/h fiecare. Apa electrodeionizata produsa este total demineralizata, avand conductivitatea sub 0,0625 microS/cm. Stocarea se realizează într-un rezervor orizontal de 20 mc.

Din acest rezervor, prin pompare, apa intra în instalația de filtrare cu pat mixt, avand rolul de a elimina posibilitatea de alimentare a instalației SPRINT cu apa de calitate necorespunzatoare, fiind livrata spre instalația SPRINT de la turbina.

Din rezervorul de 20 mc, prin pompare se poate livra apa electrodeionizanta și la degazorul cazanelor de abur saturat și degazorul de termoficare.

Sursa veche

Sursa veche (CET 1 Oradea), s-a construit în două etape odată cu dezvoltarea zonei industriale și urbane ce urma să fie deservită.

în etapa I, 1965 -r 1967, s-au construit cazanele C1, 02, C3 și turbinele TA1, TA2, TA3 cu o putere electrică totală instalată de 105 MW, și o putere termică instalată în boilere de termoficare de 300 Gcal/h.

în etapa II, 1970 ■=■1987, s-au construit cazanele 4, 5, 6 și turbinele 4,5 cu o putere electrică totală instalată de 100 MW, și o putere termică instalată în boilere de 260 Gcal/h

Dintre aceste instalații/echipamente sunt păstrate pentru funcționare în paralel cu sursa noua cazanul nr. 1, turbina cu abur nr.1, secția chimică, stațiile 110 kV și 6 kV precum și circuitele apa-abur, și circuitele electrice aferente.

Caracteristicile tehnice ale principalelor echipamente ramase in funcțiune sunt:

Cazan de abur energetic C1

  • >  Nr. fabricație 4965 /1964

  • >  Tip RO-165- GANZ cu circulație naturală

  • >  Fabricant Ungaria

  • >  Anul PIF 1966

  • >  Debitul nominal de abur viu : 165 t/h

  • >  Presiunea nominală abur viu: 137,2 bar

  • >  Temperatura nominală abur viu: 540 °C

  • >  Temperatură nominală apă alimentare: 220 °C

  • >  Randament garantat de constructor la sarcina nominală: 92%

  • >  Combustibil(i) de proiect: gaz natural

  • >  Arzătoare gaze cu NOx redus: 6 buc.

  • - Tip ERC MB 25G, debit total gaz natural pe cazan (pentru 6 arzătoare): 15.000

Nm3/h

  • >  Ventilatoare de aer: 2 buc.

  • - putere motor 160 kW

  • >  Ventilatoare de gaze arse: 2 buc.

  • - putere motor 480/250 kW

Turbină cu abur TA 1

  • > Tip:LANG, cu condensatie și 2 prize reglabile

  • > Putere electrică instalată 25 MW

  • > Fabricant Ungaria

  • > Anul PIF 1966

  • > Putere termică instalată 78,5 MW

  • > Debitul nominal de abur admisie CIP 165 t/h

  • > Presiunea nominală abur admisie GIP 128 bar

  • > Temperatura nominală abur admisie CIP 535 °C

  • > Temperatura nominală abur admisie CMP 250-300 °C

  • > Presiunea nominală abur admisie CMP 12,5 bar

Presiuni nominale la contrapresiune / prize pentru extragere de energie termică pentru consumatori 0,8 bar.

Generator G1

  • > Tip: OG 930x2800/2

  • > Indicativ/Denumire: EGK39/320

  • >  Tip răcire: cu aer

  • > Fabricant: Ganz - Budapest

  • > Puterea instalată: 31,5 MVA

  • > Tensiunea la borne: 6,3 KV

Reabilitarea sistemului de termoficare urbană la nivelul Municipiului Oradea pentru perioada 2009

  • - 2028 în scopul conformării la legislația de mediu și creșterii eficienței energetice - Etapa a III-a

Boilere de bază: BB1

  • >  Tip: Sch.de căldură abur-apă, de suprafață vertical

  • > Puterea termică instalată 30 Gcal/h

Boilere Vârf: BV 1, BV5, BV6

  • > Tip: Sch.de căldură abur-apă, de suprafață vertical

  • > Puterea termică instalată 60Gcal/h

Circuitul de termoficare incintă se compune din:

  • a) Pompe circulație termoficare

  • b) Conducte tur-retur incintă

  • c) Degazor termoficare

Stația de tratare chimică a apei

Stația de tratare chimică a apei, este prevăzută cu: 4 decantoare suspensionale de câte 250 m3/h, 5 filtre mecanice de 250 m3/h, 7 filtre NaCa pentru dedurizare de 80 t/h, 3 linii cu câte 5 filtre pentru demineralizare de câte 50 t/h, 3 linii pentru demineralizare cu 5 filtre de 10Ot/h și 2 linii de câte 3 filtre pentru tratarea condensului.

în subsolul stației la cota -4m au fost amplasate:

  • - rezervoarele și pompele necesare pentru apa brută, apa limpezită, apa de răcire a lagărelor, apa demineralizată și ape neutralizate;

  • - gospodăria pentru acid sulfuric și sodă cu 3 rezervoare pentru acid sulfuric, 3 rezervoare pentru sodă;

  • - gospodăria pentru var;

  • - gospodăria pentru sare.

Această statie asigura apa demineralizată pentru cazanul 1, apa răcire lagare pentru agregatele aferente blocului 1 (C1 , TA1) și apa dedurizată pentru adaos în circuitul de termoficare.

Apa brută pentru alimentarea centralei se preia din râul Crișul Repede prin intermediul unui baraj cu lac de acumulare.Apa brută intrăîn stația de tratare chimică a apei, care este prevăzută cu: 4 decantoare suspensionale de câte 250 m3/h, 5 filtre mecanice de 250 m3/h, 7 filtre NaCa pentru dedurizare de 60-80 t/h, 3 linii cu câte 5 filtre pentru demineralizare de câte 50 t/h și 3 linii pentru demineralizare cu 5 filtre de 10Ot/h. Caracteriticile filtrelor Na-Cationice instalate în secția chimică sunt următoarele:

Tabel 2

Denumire

Na+1,2, 3

Na+4, 5

Na+8

Na+9

Volumul filtrului

14 m3

17 rrT

16 n?

18 m1

Diametrul filtrului

2200 mm

2500 mm

2300 mm

2500 mm

Inaltimea filtrului

3700 mm

3500 mm

3800 mm

3800 mm

Mediul de lucru

Apa limpezită + soluție de sare

Apa limpezită + soluție de sare

Apa limpezită + soluție de sare

Apa limpezită + soluție de sare

Presiunea de regim

4 bar

4 bar

4 bar

4 bar

Tip de masa ionica

Vionit CS3

Vionit CS3

PurolitCWOH + Wofatit

PurolitCIOOH + Wofatit

înălțime strat masa ionica

105 cm

100 cm

140 cm

130 cm

Volum masa ionica

4000 I

4000 I

5800 I

6400 I

Regeneram

NaCI 10%

NaCI 10%

NaCI 10%

NaCI 10%

Cantitatea de regeneram

9 n?

9 m3

9 mJ

9 nr'

Debit nominal

60 t/h

60 t/h

80 t/h

80 t/h

Există de asemenea, două filtre (nr.6 și 7) care se folosesc pentru retratarea apei din rețeaua primară de termoficare, adică prin aceste filtre trece o parte din returul rețelei primare și după dedurizare se reintroduce în returul rețelei primare; dar aceste filtre pot fi folosite și pentru dedurizarea apei brute în situațiile în care debitul de adaos (pierderile din rețele) este mai mare, în situațiile de avarii în rețele sau în situațiile de umplere a rețelei primare. Ținând seama de capacitatea filtrelor de dedurizare (NaCa), corelat cu durata regenerării masei ionice a acestora, rezultă că din stația chimică se pot asigura permanent pentru adaos în rețele termice un debit de circa 380-400 t/h. Cum adaosul mediu în rețele a fost de circa 190-220 t/h în perioada de iarnăși circa 110-130 t/h în perioada de iarnă, rezultă că apa de adaos introdusă în rețeaua termică a avut duritatea în limitele de 0,05-0,1 °d.

Conform prescripțiilor PE 218/2004, calitatea apei de adaos în rețeaua termică trebuie să fie:

Aspect......................limpede, incolor;

Uleiuri.......................lipsă;

Suspensii.................lipsă;

Duritate totală...........maxim 0,05 mval/l (0,05 x 2,8 = 0,14°d);

pH.............................8,5-9,5;

Oxigen dizolvat max. 0,05 mg/l;

Fier max...................0,5 mg/l.

înainte de introducerea în rețeaua termică, apa dedurizată este degazată termic, existând și posibilitatea introducerii apei direct în returul rețelei termice, adică fără ca aceasta să fie degazată. Capacitatea de degazare este constituită din 3 degazoare de 50t/h fiecare. Degazoarele 1 și 2 sunt alimentate prin două fire cu apă dedurizată din filterele Na- cationice 1-5, iar degazorul nr.3 este alimentat cu apă din filtrele Na-Ca nr.8 si 9.

Parametrii constructivi ai degazoarelor sunt următorii:

  • *  Capacitatea rezervorului degazorului - 25 mc;

  • •  Presiunea de lucru -1,2 ata;

  • *  Temperatura de lucru - 104°C;

  • •  Capacitatea de degazare a coloanei - 30 mc/h.

Se poate constata capacitatea insuficientă de degazare a apei de adaos; capacitatea de degazare este de 90 t/h,față de debitul de adaos de circa 200t/h iarna și 80-100 t/h vara.Degazarea necorespunzătoare explică coroziunea punctiformăîn rețelele termice primare (în rețeaua primară,în anii 2012-2013 au fost montate 309 bride tocmai pentru eliminarea unor “pori”, care în fond sunt efecte ale coroziunii punctiforme ca urmare a prezenței oxigenului în apă peste limitele normale).După reabilitările rețelelor primare care se execută în etapa I , pierderile de fluid în rețelele primare se reduc cu 307.892 mc/an, iar după reabilitările din etapa II a proiectului, reducerea va fi de 480.774 mc/an; astfel pierderile de fluid în rețelele primare se reduc după reabilitările din cele două etape și deci debitul de apă de adaos se va reduce la nivelul de 467.366 mc/an, ceea ce va reprezenta un debit orar de circa 36 - 40 mc/h vara, respectiv 75-80 mc/h iarna.

Aceste debite de apă de adaos sunt sub nivelul capacității de degazare de 90 mc/h, astfel că degazarea se va face în condiții normale și deci se vor evita fenomenele de coroziune.

In prezent se afla in stadiu de implementare in proiect de extindere a capacitatii de degazare prin instalarea unui degazor nou. Proiectul implica amplasarea unui degazor cu 2 coloane de degazare de 100m3/h, in cadrul unei statii de degazare si adaos, echipata cu preincalzitoare de apa adaos, pompe de adaos si instalații de dozare chimica in aval de degazor.

Stafia 110 KV Oradea Vest

Interconexiunea stației 110 KV Oradea Vest cu sistemul electroenergetic național (SEN), serviciile interne și generatorii turbinelor din centrala termo-electrică de cogenerare se realilează prin:

■ 2 sisteme de bare și o bară de transfer

• LEA 110 kV Mecanica 1

  • >  LEA 110 kV loșia

  • >  LEA 110 kV Oradea Sud 2

  • >  LEA 110 kV Oradea Sud1 PDL Aeroport

  • >  LEA 110 kV Salonta

  • >  LEA 110 kV Palota 1

  • >  LEA 110 kV Mecanica 2 PDL Eurobusiness

  • >  LEA 110 kV Voivozi

  • >  Trafo Crisul 1 de 25 MVA

  • >  Trafo Grisul 2 de 25 MVA

  • >  Trafo 1 de 25 MVA

  • > Trafo 2 de 25 MVA

  • > Trafo SPG 2 de 25 MVA

  • > Trafo SP C6 de 25 MVA

  • > Trafo 3 de 80 MVA

  • > Trafo 5 de 80 MVA

  • > Trafo 6 de 70 MVA

Stația de distribuție generală SDG -6 KV asigură următoarele conexe ni:

  • >  Generatorul 1,2 de 25 MW

  • >  Alimentarea de rezervă pentru Stația de 6 kV - centrala nouă

  • >  Alimentare Fabrica de Zahăr - 6kV

  • >  Alimentare UAMT - 6 kV

  • >  Alimentare Alfa - 6 kV

  • >  Legătura cu stația 110 kV prin Trafo 1,2 de 25 MVA

  • >  Alimentarea de rezervă pentru SPB4, SPG 2 - 6 kV

  • >  Alimentare de lucru pentru SPG 1, SPB 1, SPB 2

Pe lângă centrala electrică de cogenerare mai există două centrale termice cu funcționare pe resurse geotermale și gaze naturale, care produc energie termică doar pentru preparare apă caldă de consumși care acoperă sub 3% din consumul municipiului. Acestea aparțin SC Transgex SA și alimentează consumatorii prin intermediul Punctelor Termice și rețelelor de distribuție aparținând SC Termoficare Oradea SA, care achiziționează prin contract această energie termică.

  • 2.3.3 Rețele termice primare

Rețelele termice primare asigură transportul apei fierbinți de la GET la punctele termice. Rețeaua termică de transport a sistemului centralizat de alimentare cu căldură a municipiului Oradea este de tip arborescent, în sistem bitubular închis. Acest sistem cuprinde 6 magistrale dintre care doar una pleacă direct din centrală și se ramifică în trei magistrale: M1 (9 km), M2 (6 km) și M3 (2,7 km). în centrul orașului, din cele trei magistrale se ramifică alte 3 magistrale (M4, M5, M6) printr-un sistem de vane de secționare și bretea de legătură. Alimentarea punctelor termice se poate realiza în mai multe configurații, prin diferite manevre ale vanelor de secționare,asigurând o fiabilitate sporităîn alimentarea cu căldură a consumatorilor.

Rețeaua de transport a avut inițial o lungime de 77,04 Km de traseu fiind amplasată în majoritate în subteran (cca.68,1%) în canale de beton iar restul aerian (cca.31,9%). Ca urmare a închiderii CET Oradea II, rețeaua de transport a fost adaptată prin creșterea secțiunii unor tronsoane (s-au menținut conductele existente pentru retur și s-a introdus o nouă conductă pentru tur sau invers). Pe de altă parte au fost făcute extinderi ale rețelei de transport dintre care cea mai importantă estea cea realizată prin racordarea Parcului Industrial Eurobusiness 1, situat pe Calea Borșului. Astfel, în prezent lungimea totalăa rețelei termice primare din municipiul Oradea este de 86,3 Km traseu și 172,6 Km conductă. Rețeaua de transport este compusă din țevi de oțel cu diametre cuprinse între Dn800 și Dn32.

în tabelul următor este prezentată structura rețelei primare de transport:

Tabel 3

Diametrul nominal DN [mm]

Lungime de traseu [m]

Lungime conductă [m]

800

13628

31310

700

2595

5190

600

1565

3130

500

5358

10716

400

10148

20828

350

1485

2970

300

4937

9671

250

6827

13654

200

11081

22162

150

17932

35864

125

2477

4954

100

4028

8056

80

1924

3848

32-65

1844

3688

Total

86301

176041

Până în prezent au fost efectuate reabilitări din fonduri de reparații și investiții,la tronsoane de rețea având următoarele lungimi:

Tabel 4

An

Fonduri de reparații

Fonduri de investiții

Observații

Lungime traseu [m]

Lungime traseu [m]

Valoare [mii lei]

2002

3080

0

0

2003

977

0

0

2004

875

0

0

2005

875

0

0

2006

390

654

954,9

2007

305

351

561,4

2008

446

62

59,3

2009

635

0

0

2010

2011

1025

24

32,1

1164

717

2575,7

2012

52

1458

2911,9

2013

0

0

0

2014

90

17250

Etapa I

2015

0

446

2016

210

4599

Etapa II - parțial

2017

0

15784

Etapa II - final

Total

10124

41.345

Așa cum rezultă din tabelul de mai sus, înaintea etapei III a proiectului s-au reabilitat 41,345 km traseu, ceea ce reprezintă 47,9 % din totalul rețelelor primare, care este de 86,3 km traseu și 172,6 km de conductă.

Din rețeaua primară, prin racord direct se alimentează cu energie termică 811 de minipuncte termice pentru consumatori casnici individuali (case individuale), instituții și agenți economici. Evoluția numărului de consumatori racordați direct la rețeaua primară, în perioada 2014-2017 se prezintă astfel:

Tabel 5

Tip consumatori

An 2014

An 2015

An 2016

An 2017

Total consumatori(casnici și non-casnici), din care:

723

735

781

811

Agenți economici și instituții publice

218

218

220

222

Principalele probleme care afectează funcționarea rețelelor de transport ne reabilitate sunt următoarele:

  • • conductele sunt afectate de coroziune punctiformă, existând foarte mulți ”pori” care se măresc și astfel ajung la spărturi mari dacă nu se pot depista și elimina la timp; pierderile de agent termic (fluid) sunt foarte mari, astfel încât s-a ajuns ca în cadrul unui an apa din rețea să se înlocuiască de circa 54 de ori;

  • • izolația termică necorespunzătoare (umedă, tasată) cauzează pierderi mari de căldură si corodarea exterioară a conductelor.

»

în tabelul de mai jos sunt prezentate pierderile de căldură și de agent termic în conductele de transport al căldurii în anul 2015, precum și după realizarea reabilitărilor din etapa II:

Tabel 6

Pierderi de căldură si fluid in rețele de transport

An 2015

An 2016

An 2017

An 2018

Pierderi orare de căldură

- iarna

Gcal/h

26,6

23,2

20

17,6

MW

30,9

29,9

23,3

20.5

- vara

Gcal/h

19,4

19,7

21,1

14,2

MW

22,6

23

24,5

16,5

Pierderi anuale de căldură

Gcal/an

201580,7

188250

180.064

139.162

MWh

/an

234438

218935

209.376

161.816

2. Pierderi de agent termic

Pierderi anuale

mJ/an

990780

1224957

1.114.326

1.068.756

Datele din anii 2015-2018 sunt preluate de la beneficiar in urma măsurătorilor efectuate si a bilanțului energetic.

  • 2.3.4 Rețele termice secundare

Rețeaua termică secundară are o lungime de traseu de 142,456 km, reprezentând o lungime totală de cca.426 km de conducte, cu diametre cuprinse intre Dn 200 și Dn 40.

Conductele de distribuție sunt realizate în sistem clasic, amplasate subteran, în canale nevizitabile. Rețelele termice secundare au fost reabilitate până în prezent în proporție de 32,40%, în sistem preizolat și 10% în sistem clasic. Principalele probleme care afectează funcționarea rețelelor de distribuție nereabilitate sunt următoarele:

  • *  conductele sunt afectate de coroziune, fisurile conduc la pierderi importante de agent termic;

  • * porțiunile neizolate de conductă și izolația necorespunzătoare (umedă, tasată) cauzează pierderi mari de căldură și corodarea exterioară a conductelor;

  • •  canalele termice sunt parțial inundate, apa provenită din avarii sau infiltrații nu se evacuează la canalizare;

  • *  conductele de recirculare a apei calde de consum sunt inexistente.

în tabelul de mai jos sunt prezentate pierderile de căldură și de agent termic în conductele de distribuție a căldurii și apei calde de consum în anul 2017:

Tabel 7

Pierderi de căldură si fluid in rețelele secundare

1. Pierderi orare de căldură

- iarna

Gcal/h

23,1

MW

26,8

- vara

Gcal/h

9,1

MW

10,5

Pierderi anuale de căldură

Gcal/an

140.650

MWh/an

163.545

2. Pierderi de agent termic

Pierderi anuale - încălzire

m3/an

377.784

în anul 2018

Pierderi de căldură si fluid in rețelele secundare

• Pierderi orare de căldură ( cu geo)

* iarna

Gcal/h

21,1

MW

24,5

• vara

Gcal/h

7,1

MW

8,2

Pierderi anuale de căldură ( incl.geotermal)

Gcal/an

122.985

MWh/an

143.005

2. Pierderi de agent termic total mc/an       392.241

Pierderi anuale - incalzire

mJ/an

213.148

Pierderi anuale - apa calda

ma/an

48.998

  • 2.3.5 Puncte termice

în municipiul Oradea, în exploatarea operatorului SC Termoficare Oradea SA sunt 149 puncte/module termice și 30 mini puncte termice (module).

La 22 puncte termice s-au efectuat reabilitări totale ale instalațiilor, prin programul „Termoficare 2006-2020 căldură și confort”, în perioada 2016-2017.

Alte 2 (două) puncte termice au fost reabilitate prin alte programe de investiții finanțate din fonduri europene. PT 113, prin programul de Cooperare Transfrontalieră pentru Dezvoltarea unui Centru de Afaceri cu Produse Agroalimentare în Oradea și a unui Centru pentru Educație Antreprenorială și Incubator de Afaceri în municipiul Debrecen (ROHUN). PT 902 a fost reabilitat prin programului RO06 Energie Regenerabilă (RONDINE), derulat prin Mecanismul Financiar al Spațiului Economic European 2009-2014.

Punctul termic 516 a fost dezafectat și fost înlocuit cu un număr de 6 minipuncte termice la cele 6 clădiri care erau deservite de către acesta, respectiv 5 condominii de tip bloc și un agent comercial (Imprimeria de Vest - Oradea).

Pe str. Vasile Alecsandri, a fost realizat proiectul „Modificarea proiectului de reabilitare a rețelei termice pe str. Vasile Alecsandri, PT 701 și 702 cu module termice” prin care au fost instalate un număr de 12 mini puncte termice (module) la nivelul anvelopei clădirilor istorice de pe această stradă, rezultatul fiind dezafectarea unor ramuri de distribuție a agentului termic secundar și a apei calde de consum de la două puncte termice (PT 701 și PT 702). La acestea se adaugă un al 13-lea mini punct termic instalat de către operator, la imobilul situat pe str. V. Alecsandri nr.2, racordul termic fiind realizat în regie proprie de către proprietarul imobilului. Au fost reablitate, astfel, doar rețelele de transport (primare), în varianta cu două conducte, fără a mai fi nevoie de reabilitarea rețelei de distribuție cu 4 conducte (tur-retur încălzire, apă caldă de consum și recircularea acesteia), rezultând investiții mai mici, pierderi de energie mai mici și un confort sporit al consumatorilor în ceea ce privește temperatura și viteza de furnizare a apei calde și versatilitatea producerii agentului termic pentru încălzire.

Toate cele 30 mini-punctele termice sunt noi sau relativ noi și nu necesită reabilitare.

Un număr de 4 puncte termice figurează ca lucrări în continuare prin programul „Termoficare 2006-2020 căldură și confort”, urmând ca după reactualizarea studiilor de fezabilitate (realizate în 2016) să fie derulate proceduri de achiziție publică pentru proiectare și execuție lucrări, alte 2 puncte termice (inclusiv rețelele de distribuție) sunt pe lista de solicitări pentru a fi reabilitate prin același program.

La un număr de 9 puncte termice s-au făcut reabilitări ale acoperișurilor, alte 9 puncte termice fiind în procedură de achiziție publică a lucrărilor de proiectare și execuție de lucrări de reparații la acoperișuri.

La toate punctele termice a fost realizată contorizarea pe circuitul primar de intrare în punctele termice cât și pe cel secundar (încălzire, apă caldă de consum).

Situația punctelor termice se prezintă conform tabelului de mai jos:

Tabel 8

NR.

PT

PT

PT

PT

CRT

Mini PT

Reabilitat

Nufărul 1

1

1 PT SINMARTIN

2

2 PT SINMARTIN

3

3 PT BĂILE FELIX

4

100 ALUMINEI

5

101/102 ALUMINEI

1

6

103 SELIMBARULUI

1

7

104 TRANSILVANIEI

8

105 CALUGARENI

1

9

106 IZA

1

10

108 B-DUL DACIA

11

109 SOVATA

12

110 ITALIANA

13

111 B.SHAW

14

112 B.SHAW

15

113 PASCAL

1

16

114 MILCOVULUI

1

17

115 LOCOMOTIVEI

18

116 COSMINULUI

19

117 FLAMARION

1

20

118 CEFERIȘTILOR

21

119 LINIȘTE!

22

120 T.SPERANTA

23

121 G.GALILEI

1

24

123 SOVATA

1

25

124 OSTAȘILOR

1

26

125 TUSNADULUI

27

126 ESPERANTA

28

127 DEMOSTENE

29

128 ZIMBRULUI

1

30

130 PODULUI

31

131 AS. PR. UZINELOR 4 BL. CĂMIN N

1

32

136 SLATINEI

1

33

200 CREANGA

34

202 CREANGA

35

204 LIC.DE MUZICA

36

206 SPIT.CFR

37

207 MUZEUL TARII CRISURILOR str.B-

38

208 BERZEI

39

209 P-TA BUCUREȘTI

1

40

210 PETOFI

41

215 REPUBLICII

NR.

PT

PT

PT

PT

CRT

Mini PT

Reabilitat

Nufărul 1

42

218OVIDIU

43

221 LEAGAN DE COPII

44

303 SPITAL 4

45

304 SPITAL 1

46

308 FELEACULUI

47

309 SPIT.6

48

314 CĂLI MAN EȘTI LOR

1

49

316 SPITALULUI

1

50

404 MAGHERU 44

51

405 DELAVRANCEA

52

406 HOTEL DACIA

53

407 MAGHERU

54

409 MAGHERU

55

410 PREFECTURA

56

411 Parcul Traian 3-5

57

413 REPUBLICII

58

415 POSTA

59

416 EMINESCU

60

418 R.CIOROGARIU 9

61

420 CIOROGARIU

62

422 EMINESCU

63

506 BRINCOVEANU

64

507 ONEȘTI C9

65

509 P-TA DEVEI

66

510CAZABAN

67

511 ONEȘTILOR

68

512 LAPUSULUI

69

513CAZABAN

70

514 SALCÂMILOR

71

521 ROȘIORILOR

72

522 XENOPOL

1

73

523 ISPIRESCU

74

601 MENUMORUT

75

602 ȘCOALA AJUTĂTOARE nr.1 str.ROM

76

603 CENTRUL SC.EDUC.INCL.SENZ, str

1

77

604 DECEBAL

78

605 GR.SC.MIHAI VITEAZUL+CAMINE, s

79

606 DECEBAL 2

80

607 C4 SPLAI

81

610 SOVATA

82

611 NEGRUTZI

83

612 0DOBESCU

NR.

PT

PT

PT

PT

CRT

Mini PT

Reabilitat

Nufărul 1

84

613 B-DUL DACIA

85

701 PASAJ VULTURUL

86

702 BANCA AGRICOLA

87

703 LIC.SANITAR

88

705 PRIMĂRIA

89

707 BAIA GRISUL REP

90

708 CASA DE MODA

91

710 MOBILA VRANCEI

92

713 REPUBLICII

93

718 CRAIOVEI

1

94

720 BLOC STEAT.VLADIMIRESCU

95

721 TEATRULUI

96

722 LIC.ADY ENDRE

97

730 ALECSANDRI 1

1

98

731 ALECSANDRI 3

1

99

733 ALECSANDRI 5

1

100

734 ALECSANDRI 6

1

101

735 ALECSANDRI 7

1

102

736 ALECSANDRI 8-10

1

103

737 ALECSANDRI 9

1

104

738 ALECSANDRI 11

1

105

739 ALECSANDRI 13-15

1

106

740 ALECSANDRI 17

1

107

741 ALECSANDRI 19

1

108

742 P-TA UNIRII 8

1

109

743 ALECSANDRI 2

1

110

801 OTELUL 1 DEC

111

802 FAC.DE MEDICINA

112

803 CASA DE CULTA SINDICAT, str. 1

113

804 P-TA 1 DECEMBR.

114

805 P-TA 1 DECEMBR.

115

806 CICERO

116

807 CETATII

117

808 GEN.8.SUCEVEI

118

809 TRICOTEXTIL

119

810 CICERO

120

816 LICEUL GOJDU

121

818 CALEA 1 MAI

122

819 GRIVITEI 30

123

820 CANTEMIR - Sc.gen.6

124

821 KOGALNICEANU Pol. Stomatologic

125

822 GR.SC.SANIT.V.VOICULESCU, str.

NR.

PT

PT

PT

PT

CRT

Mini PT

Reabilitat

Nufărul 1

126

824 UNIRII

127

825 DOROBANȚILOR

128

826 VAPORULUI

1

129

831 CANTEMIR

130

832 GRĂDINARILOR

131

833 SELEUSULUI

1

132

836 DRAGOS VODĂ

1

133

839 P.CURCANUL (INC CET)

1

134

840 FORAJULUI (INC CET)

1

135

841 GRĂDINARILOR

136

842 BORSECULUI

1

137

844 ALEEA APELOR C. (INC CET)

1

138

845 COREEA (INC CET)

1

139

849 NOJORIDULUI

140

850 ROTL ATELIEREL.

141

855 GEN.8 M.VITEAZU

142

856 CFR ORADEA EST

143

860 i.p. CRESA ORADEA SECȚIA II, S

144

862 GRIGORE URECHE

145

863 COREEA (INC CET)

1

146

868 NOTTARA

1

147

871 LISZT FERENCZ

1

148

872 NUFĂRULUI

149

875 ZORILE ROȘII

150

878 NUFĂRUL (INC CET)

1

151

883 BUMBACULUI (INC CET)

1

152

887 CENTRU CIVIC

153

890 RAZBOIENI II

1

154

902 ȘCOALA SPORTIVA

155

910 PADIS

156

911 ABATORULUI (INC CET)

157

913 IBSEN (INC CET)

1

158

1709 bl.ANL, str.B-dul DECEBAL

1

159

1881 A.l. BLOC MICROGARSONIERE str

1

160

4093 BL. A1

1

161

4094 BL.A2

1

162

4095 BL. A3

1

163

4096 BL. A4

1

164

4097 BL. A5

1

165

4098 IMPRIMERIA DE VEST

1

166

839 P.CURCANUL (ACC GEO)

167

840 FORAJULUI (ACC GEO)

NR.

PT

PT

PT

PT

CRT

Mini PT

Reabilitat

Nufărul 1

168

844 ALEEA APELOR C. (ACC GEO)

169

845 COREEA (ACC GEO)

170

863 COREEA (ACC GEO)

171

878 NUFĂRUL (ACC GEO)

172

883 BUMBACULUI (ACC GEO)

173

911 ABATORULUI (ACC GEO)

174

913IBSEN (ACC GEO)

175

BISERICA CU LUNĂ - Piața Unirii

1

176

SINAGOGA SION - str. Independenței

1

177

PARTENIE COSMA - str. Armatei Române

1

178

DIGNITAS, str. Eftimie Murgu

1

179

ȘCOALA LUCREȚIA SUCIU, Str. Griviței

1

30

23

7

2.3.6 Instalații la consumatori

Contorizarea la nivel de branșament / scară bloc a fost realizată în proporție de 100%.

Contorizarea individuală la încălzire s-a realizat prin montarea de repartitoare de costuri care permit defalcarea consumurilor de energie termică pentru încălzire la un număr de 14.932 apartamente; de asemenea,la aceste apartamente s-au montat robineți termostatați pe fiecare corp de încălzire pentru reglajul temperaturii în încăperi.

Consumul energetic al clădirilor are o pondere însemnatăîn consumul energetic total al țării, iar potențialul de reducere a consumurilor energetice numai prin reabilitarea termică a clădirilor este important (de circa 25%), iar dacă se execută și reabilitarea instalațiilor interioare la consumatori reducerea consumului poate ajunge până la 40%.

Reabilitarea termică a clădirilor și instalațiilor aferente conduce nu numai la scăderea consumurilor energetice și de combustibil, adică scăderea costurilor de întreținere pentru încălzire și prepararea apei calde de consum, dar și la îmbunătățirea condițiilor de igienă și confort termic, reducerea emisiilor poluante generate de producerea, transportul și consumul de energie termică.

Creșterea performanței energetice a clădirilor este parte a acquis-ului comunitar, cerința Directivei 91/2002/CE privind performanța energetică a clădirilor, preluată în legislația română prin Legea nr. 372/2005. 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 performantei energetice la blocurile de locuințe:

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

J programul național multianual, elaborat de Ministerul Dezvoltării Regionale și Administrației Publice, în baza programelor locale.

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 Europeana situate în zone cu caracteristici climatice similare. Consumurilor energetice ridicate le corespund degajări importante de noxe, în special gaze cu efect de seră.

în municipiul Oradea, fondul locativ este vechi, construit în cea mai mare parte înainte de 1989. Blocurile de locuințe se caracterizează printr-o eficiență energetică scăzută, întrucât nu s-au realizat lucrări majore de îmbunătățire a performantei energetice a clădirilor. Primăria Oradea a implementat începând cu anul 2009 un program de izolare termică a clădirilor pe care-l prezentăm mai jos:

Tabel 9

An

Nr.blocuri reabilitate termic

Asigurare finanțare

Lucrări executate în perioada2009-2013

32

Program guvernamental conf.OUG 18/2009

Lucrări cu execuție 2014-2015

22

Finanțare asiguratăPOR-Axa 1

Aplicații în analiză cu execuție în 2015

24

Finanțare POR -Axa 1

Urmare acestor programe s-au izolat un număr de 7800 apartamente până la finele anului 2015, ceea ce reprezintă numai circa 16% din numărul de apartamente și locuințe individuale racordate la SACET. Datorită incertitudii surselor de finanțare, în perioada 2016-2033 se estimează a se realiza anual, reabilitarea termică a 1% din numărul total de apartamente racordate la SACET, iar in situația identificării unor surse suplimentare de finanțare și a conștientizării de către populație, care trebuie să participe la aceste programe, a efectului reabilitării locuințelor asupra facturii consumului de energie termică, acest program poate fi extins.

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

Obiectele propuse spre reabilitare in cadrul etapei a 11l-a sunt:

Tabel 10

Nr.

Obiect

Pozare

DN [mm]

Lungime [m]

crt.

- tronson, amplasament -

T raseu

existent

TrasepConducte

1

Magistrala termică M2, supraterană, de la C2' la intrarea în subteran - Pod - cămin Cs3, inclusiv căminul/platforma C2

Suprateran

800

1250

2500

Suprateran

700

250

500

Subteran

700

540

1080

2

Magistrala termică M2 - str. Oneștilor

Subteran

400

320

640

3

Racord termic Nufărul 3, pe străzile Constantin Noica, lalomiței, traversare str. Nufărului, str. Ciheiului, str. Constantin Nottara și str. Grigore Moisil, inclusiv rac. PT 868 și 869

Suprateran

400

150

300

Subteran

400

600

1200

Subteran

300

200

400

Subteran

200

500

1000

4

Magistrala termică nr.2, situată în Parcul 1 Decembrie, Str. Mihail Kogălniceanu, racordurile la PT 804 și 805; respectiv renunțarea la PT 804 și 805 si alimentarea consumatorilor de la aceste puncte termice prin intermediul unor mini puncte termice

Subteran

200

300

600

Subteran

250

300

600

5

Magistrala termică M2 - B-dul Decebal - Parcul Nicolae Bălcescu - racord PT902 - trecere în subteran

Suprateran

500

700

1400

Subteran

500

250

500

6

Reabilitarea rețelei primare de termoficare Piața 1 Decembrie-str. Spiru Haret- Aleea E. Gojdu, cu racordurile la PT 801,802, 816; respectiv renunțarea la PT 801,802, 816 si alimentarea consumatorilor de la aceste puncte termice prin intermediul unor mini puncte termice

Subteran

200

270

540

Subteran

250

300

600

7

Reabilitarea Bretelei dintre Magistrala termică nr.1 și Magistrala termică nr.4 pe Calea Mareșal Al. Averescu - B-dul General Magheru; respectiv renunțarea la PT 818 și alimentarea consumatorilor de la acest punct termic si a imobilelor de pe B-dul General Magheru care nu sunt racordate la SACET prin intermediul unor mini puncte termice

Subteran

300

350

700

Subteran

250

1900

3800

8

Reabilitare racord termic primar comun și cele individuale la PT 605 - 606 - 607, Splaiul Crișanei, str. Poieniței

Subteran

150

210

420

Subteran

100

290

580

9

Reabilitare racord termic primar la PT 604 - str. W. Shakespeare

Subteran

150

70

140

10

Reabilitare racord termic primar la PT 506 - str.

Constantin Brâncoveanu

Subteran

150

170

340

Nr.

Obiect

Pozare

DN [mm]

Lung

ime [m]

crt.

- tronson, amplasament -

T raseu

existent

Traseu

Conducte

11

Reabilitare racord termic primar la PT 826 si PT 862 renunțarea la PT 862 și alimentarea prin intermediul mini punctelor termice (module) a imobilelor condominiu de tip bloc

Subteran

150

435

870

Subteran

100

120

240

12

Reabilitare racord termic primar la PT 407, str. Bărăganului, cu relocarea în domeniul public

Subteran

150

130

260

13

Reabilitare racord termic primar la PT 209 - Piața București

Subteran

150

250

500

14

Modernizare racord termic la PT 707 ; respectiv renunțarea la PT 707 si alimentarea consumatorilor de la acest punct termic prin intermediul unor mini puncte termice

Subteran

150

400

800

15

Reabilitare bretea de legătură pe str. Teiului

Subteran

200

450

900

16

Reabilitare rețea termică primara pe străzile Sulyok Istvan, Rahovei și Primăriei (PT710, 711,718, 715)

Subteran

200

280

560

Subteran

100

100

200

17

Reabilitare racord termic primar la PT 420 - Liceul Mihai Eminescu, str. Roman Ciorogariu

Subteran

150

50

100

18

Reabilitare racord termic primar la PT 720 - blocul stea, str. Tudor Vladimirescu

Subteran

80

110

220

19

Reabilitare racord termic primar la PT 887 - Centrul Civic - Piața Emanuil Gojdu

Subteran

200

360

720

20

Reabilitare și relocare pe domeniul public al racordului termic primar la PT 807 - Piața Cetății

Subteran

150

150

300

21

Reabilitare racord termic primar la PT 841, str.

Grădinarilor

Subteran

150

130

260

22

Reabilitare racord termic primar la PT 842 - 833, str.

Grădinarilor - str. Borsecului

Subteran

200

400

800

23

Reabilitare magistrala Termică M2 - suprateran, pe str. W. Shakespeare, între str. T. Vladimirescu (CS5) și str. Simion Bărnuțiu (C9.1), cu introducere în subteran

Suprateran

500

200

400

24

Magistrala termică M2, pe str. Cicero - Piața Cetății; respectiv renunțarea la PT 806 și PT 810 și alimentarea consumatorilor de la aceste puncte termice prin intermediul unor mini puncte termice

Subteran

250

400

800

25

Reabilitare racord termic primar la PT 832, str. Someșului

Subteran

150

140

280

26

Reabilitare racord termic primar la PT 836, str.

Barierei - str. Cerbului

Subteran

150

150

300

27

Reabilitare racord termic primar la PT 422, str. Mihai Eminescu

Subteran

125

50

100

28

Reabilitare racord termic primar la PT 820, str. Sextil Puscariu

Subteran

150

120

240

29

Reabilitare racorduri termice primare la PT 510-511,

Subteran

200

450

900

Nr.

Obiect

Pozare

DN [mm]

Lungime [m]

crt.

- tronson, amplasament -

Traseu

existent

Traseu

Conducte

str. Oneștilor - Calea Alexandru Cazaban

Subteran

150

300

600

30

Reabilitare racorduri termice primare la PT 507, str. Oneștilor

Subteran

125

80

160

31

Racord termic primar pe străzile Șirul Canonicilor și Săvineștilor

Subteran

150

230

460

200

300

600

32

Magistrala termică M2, cu racordul la PT 705, pe str. Tudor Vladimirescu

Subteran

400/300

245

490

Subteran

150

50

100

33

Reabilitare racord termic primar la PT 304

Subteran

150

175

350

34

Reabilitare racord termic primar la PT 703 - Liceu, str. Tudor Vladimirescu - Primăriei

Subteran

150

250

500

35

Reabilitare racord termic primar la PT 405 - str. Barbu Ștefănescu Delavrancea

Subteran

80

80

160

36

Reabilitare racord termic primar la PT 509, P-ța Devei

Subteran

150

530

1060

37

Reabilitare racord termic primar la PT 830 -Maternitatea, Calea Mareșal Al. Averescu

Subteran

125

100

200

38

Reabilitare magistrala termică M4 între platforma de vane str. Barierei și Plastor

Subteran

800

550

1100

39

Reabilitare magistrala termică M5 între ramificație M6 și CET 2

Suprateran

800

700

1400

40

Reabilitare racord termic primar la PT 210 - Parcul Petofi

Subteran

100

180

360

41

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a 41 PT

41.1

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 100

41.2

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 103

41.3

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 110

41.4

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 111

41.5

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 112

41.6

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 115

41.7

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 120

Nr.

Obiect

Pozare

DN [mm]

Lung

ime [m]

crt.

- tronson, amplasament -

Traseu

existent

Traseu

Conducte

41.8

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 126

41.9

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 127

41.10

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 611

41.11

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 612

41.12

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 613

41.13

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 404

41.14

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 910

41.15

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 521

41.16

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 523

41.17

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 610

41.18

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 705

41.19

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 116

41.20

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 872

41.21

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 118

41.22

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 841

41.23

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 104

Nr.

Obiect

Pozare

DN [mm]

Lung

ime [m]

crt.

- tronson, amplasament -

Traseu

existent

Traseu

Conducte

41.24

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 911

41.25

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 125

41.26

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 832

41.27

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 202

41.28

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 831

41.29

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 218

41.30

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 514

41.31

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 407

41.32

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 513

41.33

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 109

41.34

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerate punctului termic 512

41.35

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 108

41.36

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 511

41.37

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 510

41.38

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 887

41.39

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 411

Nr.

Obiect

Pozare

DN [mm]

Lungime [m]

crt.

- tronson, amplasament -

Traseu

existent

Traseu

Conducte

41.40

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 420

41.41

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 221

41.42

Modernizarea instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 200

42

Modernizarea rețelei termice de distribuție, a instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctelor termice 119 și 875

42.1

Modernizarea rețelei termice de distribuție, a instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 119

42.2

Modernizarea rețelei termice de distribuție, a instalațiilor interioare, monitorizarea parametrilor și automatizarea din dispecerat a punctului termic 875

43

Reabilitare racord termic primar la PT 822, Calea Mareșal Al. Averescu

Subteran

80

160

320

44

Reabilitare racord termic primar str. Mihail Kogălniceanu, str. Crinului - PT 824

Subteran

150

365

730

Subteran

125

200

400

45

Reabilitare racord PT 856 - Gara Velența cu relocarea pe domeniul public; respectiv renunțarea la PT 856 si alimentarea consumatorilor de la acest punct termic prin intermediul unor mini puncte termice

Suprateran

150

1100

2200

46

Reabilitare racord termic primar la PT 512, str. Oneștilor - str. Al. Cazaban

Subteran

200

450

900

47

Reabilitare racord termic primar la PT 513-514, str. Al. Cazaban - str. Salcâmilor

Subteran

200

450

900

  • 2.4.1 Necesitatea reabilitării rețelelor termice primare

Necesitatea reabilitării rețelelor termice primare și secundare, dar în primă urgență a celor primare, rezultă în principal din următoarele considerente:

a) pierderi mari de căldură, deși în ultimii 3 ani, pe total au scăzut de la 37% la 31 % din cantitatea de căldură produsă în sursă. Scăderea pierderilor s-a realizat in special pe baza efectelor benefice ale reabilitării rețelelor termice primare in etapele I si II. Efectele lucrărilor de reabilitare din etapa II pentru rețele primare sunt cuantificate in datele disponibile, in condițiile in care o parte din lucrări au fost realizate in anul 2016 (circa 30%) iar restul lucrărilor pana la finele anului 2017. Tendința de evoluție a pierderilor de căldură este una crescătoare pentru rețelele primare nereabilitate; pierderile în rețelele secundare s-au menținut aproximativ constante, cele din rețele primare scazind în trei ani cu circa 6,46 %.

b)

Evoluția pierderilor de căldură în rețelele primare și secundare:

Tabel 11

An

Energie termică livrată din surse [Gcal/an]

Energie termică vândută la consumatori [Gcal/an]

Pierderi în rețele

Rețele primare

Rețele secundare

Total pierderi

In CET

Transgex

Din CET

Cumpărată de la Trangex

[Gcal/ an]

[%]

[Gcal/ an]

[%]

[Gcal/ an]

[%]

2013

874.256

40.104

534.273

34.204

245.830

28,12%

100.053

16,80%

345.883

37,83%

2014

790.053

33.653

451.809

30.828

228.627

28,93%

112.440

13,65%

341.067

41,40%

2015

853.613

39.022

525.027

33.745

201.581

23,61%

132.282

14,82%

333.863

37,40%

2016

859.330

39.427

531.342

33.243

188.251

21,90%

145.981

16,24%

334.332

37,18%

20Î7-!

882.341

43.626

570.035

35.219

180.064

20,41%

140.650

21,15%

320.714

34,64%

2018

807.876

39.418

550.798

34.350

139.162

17,2%

122.985

19,57%

F262.147

30,94%

Din tabelul de mai sus rezultă că pierderile de căldură în rețele termice sunt inca cu mult peste valoarea normală de 15%, iar tendința acestora este crescătoare, în mod deosebit în rețele primare în care nu s-au efectuat reabilitări.

Pierderile de fluid în rețelele primare și secundare au avut următoarea evoluție:

Tabel 12

An

UM

Pierderi in rețea primara

Pierderi in rețea secundara

Total pierderi fluid

2013

mc/an

1.256.032

676.325

1.932.357

2014

mc/an

1.520.845

299.107

1.889.952

2015

mc/an

990.780

324.456

1.315.236

2016

mc/an

1.224.957

346.968

1.571.925

2017

mc/an

1.114.326

377.784

1.492.110

2018

mc/an

1.068.756

392.241

1.460.997

Se constată că pierderile de fluid chiar dacă au scăzut în anul 2018 față de anul 2016, sunt totuși cu mult peste norme, în special în rețelele primare. Scăderea pierderilor de fluid este datorata in special realizării lucrărilor de reabilitare in etapele I si II, dar si acestea sunt viciate de lucrările de reabilitare realizate in anii 2016-2017, lucrări ce includ frecvente goliri si umpleri de magistrale primare. Efectele lucrărilor de reabilitare din etapa II pentru rețele primare sunt cuantificate in datele disponibile pentru anul 2018, in condițiile in care o parte din lucrări au fost realizate in anul 2016 (circa 30%) iar restul lucrărilor pana la finele anului 2017.

Pierderile mari de fluid pe rețeaua primara arata cât de precară este starea tehnică a conductelor nereabilitate.

Cantitatea de căldură livrată consumatorilor, pe structura acestora, este următoarea: