Hotărârea nr. 396/2019

Hotãrârea nr. 396 privind aprobarea documentației „Revizia la Strategia locală de alimentare cu energie termică produsă în mod centralizat în sistem producție – transport – distribuție la nivelul județului Prahova pentru Municipiul Ploieşti”


ROMÂNIA

JUDEȚUL PRAHOVA

CONSILIUL LOCAL AL MUNICIPIULUI PLOIEȘTI

HOTĂRÂREA NR. 396

privind aprobarea documentației „Revizia la Strategia locală de alimentare cu energie termică produsă în mod centralizat în sistem producție - transport -distribuție la nivelul județului Prahova pentru Municipiul Ploiești”

Consiliul Local al Municipiului Ploiești:

Văzând Referatul de aprobare nr. 536/23.10.2019 al domnului primar al Municipiului Ploiești și Raportul de specialitate al Direcției Relații Internaționale cu nr. înreg. 430/11.10.2019, al Direcției Tehnic Investiții cu nr. înreg. 10716/17.10.2019 și al Direcției Administrație Publică, Juridic-Contencios, Achiziții Publice, Contracte cil nr. înreg. 349/23.10.2019, prin care se propune aprobarea „Revizie la Strategia locala de alimentare cu energie termică produsă în mod centralizat în sistem producție - transport - distribuție la nivelul județului Prahova pentru Municipiul Ploiești ”,

Ținând cont de raportul tehnic de specialitate nr. 7430/25.10.2019 al Regiei Autonome de Servicii Publice;

Luând în considerare Avizul Comisiei de specialitate nr. 3 pentru utilități publice, calitatea vieții și protecția mediului, a Consiliului Local al Municipiului Ploiești din data de 28.10.2019;

în conformitate cu „Programul Termoficare 2006-2020-Căldură și confort, componenta de reabilitare a sistemului centralizat de alimentare cu energie termică”, implementat prin Regulamentul aprobat prin Ordinul nr. 49/2018 al Ministrului Dezvoltării Regionale și Administrației Publice;

A

In baza prelungirii Contractului de delegare prin concesiune a gestiunii serviciului public al județului Prahova de alimentare cu energie termică produsă în mod centralizat în sistem producție - transport - distribuție la nivelul județului Prahova pentru municipiul Ploiești (contractul de concesiune nr. 2776/5246 din 29.04.2004) până la data de 15.05.2022;

în baza art. 8, alin. 2, lit. f, lit. g, lit. h si alin. 3 din Legea nr. 325/2006 privind Serviciul Public de alimentare cu energie termică;

A

In temeiul art. 8, alin. 3, lit. e din Legea nr. 51/2006 privind serviciile comunitare de utilități publice, republicată;

A

In temeiul art. 129, alin. 4. lit. a și art. 139 din Ordonanța de Urgență a Guvernului nr. 57/2019, privind Codul Administrativ:

HOTĂRĂȘTE:

Art. 1 Se aprobă documentația privind „Revizia la Strategia locală de alimentare cu energie termică produsă în mod centralizat în sistem producție -transport - distribuție la nivelul județului Prahova pentru municipiul Ploiești ”, anexă la prezenta hotărâre.

Art. 2 Direcția Relații Internaționale, Direcția Tehnic Investiții, Direcția Economică din cadrul Municipiului Ploiești, precum și Regia Autonomă de Servicii Publice Ploiești vor duce la îndeplinire prevederile prezentei hotărâri.

Art. 3 Direcția Administrație Publică, Juridic - Contencios, Achiziții Publice, Contracte va aduce la cunoștință celor interesați prezenta hotărâre.

Dată în Ploiești, astăzi, 31 octombrie 2019.

Contrasemnează: PREȘEDINTE DE ȘEDINȚĂ,         SECRETAR GENERAL,

George Sorin Niculae BOTEZ          Ioana Geanina SERBINOV

RomCapital i Invest; •••



REVIZIE LA STRATEGIA LOCALA DE ALIMENTARE CU ENERGIE TERMICA PRODUSA IN MOD CENTRALIZAT IN SISTEM PRODUCTIE-TRANSPORT-DISTRIBUTIE LA NIVELUL JUDEȚULUI PRAHOVA PENTRU MUNICIPIUL PLOIEȘTI



'

RomCapital**a Investi •••

JPRI

CUPRINS...

Figuri

Tabele................

DEFINIȚII SI ABREVIERI.

0. REZUMAT

1. Revizie la cadrul legai si instituțional

  • 1.1.   Impactul actului adițional Veolia

  • 1.1.1.    Analiza termenilor prelungirii contractului cu Veolia Energie Prahova

  • 1.1.2.    Analiza relevantei prelungirii relației contractuale cu Veolia asupra conținutului Strategiei

22

  • 1.2.   Transferul de proprietate de la Consiliul Județean la Consiliul Local

  • 1.2.1.    Prevederi generale......

  • 1.2.2.    Identificarea bunurilor care se transfera

  • 1.2.3.    Analiza activelor

  • 1.2.4.    Decizii ale Consiliului Local Ploiești si motivarea acestora

  • 1.2.5.    Decizii ale Consiliului Județean si motivarea acestora

  • 1.2.6.    încheierea unui proces verbal de predare-preluare a bunurilor transferate

  • 1.2.7.    Impactul deciziilor autoritatîlor

  • 1.3.   Directiva (UE) 2018/410 a Parlamentului European si a Consiliului din 14 martie 2018 de

modificare a Directivei 2003/87/CE in vederea rentabilizarii reducerii emisiilor de dioxid de carbon si a sporirii investițiilor in acest domeniu si a Deciziei (UE) 2015/1814 (Directiva EU-ETS).........................26

  • 1.3.1.    Directiva 87/2003 privind schema economica si eficienta pentru comercializarea in

interiorul Comunității Europene a emisiilor de gaze cu efect de sera

  • 1.3.2.    Faza 4 (2021-2030). Directiva (UE) 2018/410 a Parlamentului European si a Consiliului din

14 martie 2018 de modificare a Directivei 2003/87/CE

  • 1.3.3.    Stabilirea si fundamentarea transferului de cote intre mecanismele prevăzute de

Directiva EU-ETS 2003/87/CE revizuita prin Directiva (UE) 2018/410 si a ghidurilor/instructiunilor emise de Comisia Europeana..............

  • 1.4.   Programul Termoficare Confort

  • 1.5.    Parteneriat public- privat (PPP) ...... ..........34

  • 1.5.1.    Prevederi legale PPP

  • 1.5.2.    Aplicabilitate..............

  • 1.5.3.    Pro & Cons...

  • 2.1.1.    Rata de bransare

  • 2.1.2.    Intensitatea termica

  • 2.1.3.    Verificarea respectării Directivei 2012/27/CE referitoare la cogenerarea eficienta

  • 2.1.4.    Calcul teoretic al pierderilor pe rețele termice primare si secundare................................58

  • 2.1.5.    Evoluția necesarului de energie termica..................

  • 2.1.6.    întocmire curba clasata anualasi stabilirea modului de acoperire a consumului

  • 2.2. Evaluarea investițiilor

  • 2.2.1.    Surse, rețele termice primare; rețele termice secundare

  • 2.2.2.    Gruparea investițiilor in proiecte si corelarea cu sursele de finanțare disponibile

  • 3. Revizie la analiza economico-financiara.......

    • 3.1.   Analiza financiara

      • 3.1.1.    Valoarea proiectelor de investiții

      • 3.1.2.    Impactul proiectelor pe activitatea operaționala

      • 3.1.3.    Indicatori financiari: Valoare Actualizata Neta Financiara (VANF) si Rata Interna de

Rentabilitate Financiara (RIRF)

  • 3.2.   Analiza economica

    • 3.2.1.    Impactul proiectelor din punct de vedere economic................................................ ,...73

    • 3.2.2.    Indicatori economici: Valoare Actualizata Neta Economica (VANE) si Rata Interna de

Rentabilitate Economica (RiRE)

  • 3.3. Sustenabilitatea in exploatarea viitoare .

  • 4. CONCLUZII SI RECOMANDĂRI

Anexa 1 Fise de proiecte

Anexa 2 Calendar detaliat de implementare

Anexa 3 Caicul suprafețe conducte inclusiv izolația termica rețele termice primare

Anexa 4 Realizări in perioada 2019-2023-2037, acoperiera curbei de sarcina cu echipamentele existente

Anexa 5 Realizări in perioada 2024-2037, acoperiera curbei de sarcina cu echipamentele noi...........

Anexa 6 Rezultate analiza financiara............

RomCapitat

Invest

Figura ILista proiectelor aprobate conform art. 10c din Directiva 410/2019

Figura 2Sustenabilitatea operării

Figura 3 Mecanismele de finanțare prevăzute de Directiva (UE) 2018/410

Figura 4Evolutia ratei de bransare

Figura SEvolutia intensității termice

Figura 6Curba clasata a consumului de energie termica acoperit cu sursele existente

Figura 7Curba clasata a consumului de energie termica acoperit cu sursele noi......

Figura 8Sustenabilitatea operării

RomCapitai'•

In vest =

Tabele

Tabel llnformatii relevante Caz 1 - Suedia.................................................................................,..............

12


Tabe! 2lnformatii relevante Caz 2 - Marea Britanie si Irlanda

...................................................................12


Tabel Slndicatorii rezultat! din analiza financiara

Tabel 4lndicatorii rezultați din analiza economica..

Tabel 5 Extrase de carte funciara

Tabel SParteneriatele public-privat realizate cu sprijinul UE in perioada 2000-2014, mii. euro

Tabel 7lnformatii relevante Caz 1 - Suedia.......

Tabel Slnformatii relevante Caz 1 - Suedia

Tabel 9 Rate de bransare pe magistrala I

Tabel lORate de bransare pe magistrala II

Tabel 11 Rata de bransare magistrala III

Tabel 12 Rata de bransare pe magistrala IV

Tabel 13 Rata de bransare pe magistrala V

Tabel 14 Rata de bransare pe magistrala VI

Tabel 15 Rate de bransare pe total magistrale.

Tabel 16Rata de bransare la nivel de CT-uri

Tabel 17lntensitate termica magistrala I VEST

Tabel 18lntensitate termica magistrala I! SUD

Tabel 19lntensitate termica magistrala III VEST............................................... ........51

Tabel 20lntensitate termica magistrala IV CENTRU.......................... .......52

Tabel 21lntensitate termica magistrala V MIMAI BRAVU.....

Tabel 22lntensitate termica magistrala VI VEST..

Tabel 23Sinteza Intensitate termica pe magistrate

Tabel 24Verificarea respectării Directivei 2012/27/CE referitoare la cogenerarea eficienta

Tabel 25Calcul teoretic al pierderilor pe rețele termice primare si secundare

Tabel 26Grosimea izolației, funcție de diametrul nominal al conductei

Tabe! 27Cafculul suprafețelor conductelor ce formează rețeaua primara

Tabel 28Evolutia necesarului de energie termica

Tabel 29 Evaluarea investițiilor

Tabel 30lndicatorii rezultați din analiza financiara


Tabel 31lndicatorii rezultați din analiza economica

RomCapital , Invest •••

DEFINIȚII I BREVIERI



BERD

CAF


Act Adițional

Banca Europeana de Reconstrucție si Dezvoltare

Cazan de abur fierbinte

CE               Comisia Europeana

CEȚ               Centrala Electrica de Termofica

CHP             Combined Heat production

CIW              Cornmon Industrial Waste / deșeuri industriale

CI                 Consiliul Județean

CL                 Consiliul Local

COi              Dioxid de carbon

COV              compușilor organici volatile

CT__           Centrala termica

DBFO             Design Buiid Finance Operate / Proiectare Construcție Finanțare Operare

DN              Diametru nominal

EBITDA           Earnings Before income Taxes and Depreciation of Assețs

ETS               European Transaction System

FEDR             Fondul European de dezvoltare Regionala

Gcal               Giga caiorie

IBC                Indivcatorul Beneficii - Costuri

ÎVE                 Instalație de Valorificare Energetica

JASPERS          Joint Assistance to Support Projects in European Regions

JESSICA           JointEuropeanSupportfor Sustainable Investment in City Areas

km              kilometru

LGTT             Loan Guarantee Instrument for Trans-European Transport Network Projects

MBT             Statie de tratare mecanico-bioiogica

m              metru

mm             milimetru

MSW             Municipal Solid Wastre / deșeuri municipale

MT__         Modul termic

MWe            Mega watt electric

MWt           Mega watt termic

NMC           Metru cub normal

NOx              Oxizi de azot

OCDE             Organizația pentru Cooperare si Dezvoltare Economica

OUG            Ordonanța de Urgenta

PT               Punct termic

PPP               Parteneriat Public Privat

Raport SEVESO Raport elaborate in conformitate cu Directiva 2012/18/UE (SEVESO III) a Parlamentului European si a Consiliului referitoare la accidentele majore datorate substanțelor chimice

RDF              Refused Derived Fuel

RIR-F               Rata Interna de Rentabilitate Financiara

RomCapital i

Investî «•*


RIR-E

SACET SF SPAET SOî TA TEN-T TG Tcaî tpa TVA UAT UE UM VAN-F VAN-E VEP W


Rata interna de Rentabilitate Economica

Sistemul de alimentare centralizata cu energie termica Studio de fezabilitate

Serviciul public de alimentare cu energie termica

Dioxid de sulf

Turbina cu aburi

Rețeaua trans-Europeana de transport

Turbina de gaze

Tera calorie


Tone pe an

Taxa pe valoare adaugata

Unitate administrative-teritoriala

Uniunea Europeana

Unitate de măsură

Valoarea Actualizata Neta Financiara

Valoarea Actualizata Neta Economica

Veolia EnergiePrahova

Watt

Rom Capi tal = •

Invest •••

0. REZUMAT

0.1 Revizie la cadrul instituțional

impactul actului adițional cu Veolia

Contractul de delegare prin concesiune a gestiunii serviciului public al județului Prahova de alimentare cu energie termica produsa in mod centralizat in sistem productie-transport-distributie pentru municipiul Ploiești {„Contractul de concesiune”) nr. 2776/5246 din 29.04.2004, încheiat pentru o durata de 15 ani, a fost semnat intre Consiliul Județean Prahova, Consiliul Local Ploiești si Veolia Energie Prahova (VEP).

In data de 25.04.2019, Consiliul Județean Prahova (CJ), Consiliul Local Ploiești (CL) si Veolia Energie Prahova (VEP) au negociat prelungirea contractului de concesiune pentru o perioada de 3 ani si 14 zile, respectiv pana la data de 15 mai 2022. In acest sens a fost semnat Actul Adițional nr. 4 (denumit in continuare AA4).

Clauzele importante ale AA4 se refera la investiții, inclusiv cele necesare pentru conformarea la mediu, formula de ajustare a tarifului, pierderile de recuperat din perioada ianuarie 2016 - februarie 2019 si pragul minim al vânzărilor.

Neindepllnirea obligațiilor asumate de Concedent prin AA4 poate avea consecințe majore asupra bugetelor CJ si CL, precum si asupra serviciului public de termoficare din municipiul Ploiești. Prin AA4 au fost definite „Obligațiile Esențiale" ale Concedentului. Concedentul va fi in drept de întârziere prin simpla nerespectare a angajamentelor menționate la art. 3.3, ceea ce ii va da dreptul Concesionarului sa transmită notificarea de încetare a contractului de concesiune. Neindeplinirea obligațiilor asumate de către Concedent, ii da dreptul Concesionarului sa solicite sumele precizate la art. 6.2.

Pentru a evita riscul incetarii serviciului si al prejudiciilor care pot fi solicitate de Concesionar, distingem următoarele de acțiuni:

pe termen scurt:

o Realizarea investițiilor In sarcina Concedentului - acțiune critica obligatorie, respectiv investițiile de mediu (arzatoare NOx) si lucrări de consolidare si reabilitare prevăzute in Raportul SEVESO;

o pregătirea studiilor de fezabilitate pentru reabilitarea rețelelor termice

pe termen mediu: demararea acțiunilor necesare pentru delegarea gestiunii serviciului public de alimentare centralizata cu energie termica, incepand cu 15.05.2022.

- pe termen lung: atragerea fondurilor necesare pentru reabilitarea sistemului de producere, transport, distribuție si furnizare.

Transferul de proprietate de la Consiliul Județean la Consiliul Local

In conformitate cu prevederile art. 9 alin. (3) al Legii nr. 213/1998 privind bunurile proprietate publica, cu modificările si completările ulterioare, "trecerea unui bun din domeniul public al județului in domeniul public al unei unitati administrativ-teritoriale de pe raza teritoriala a județului respectiv se face la cererea consiliului local,, prin hotarare a consiliului județean, declarandu-se din bun de interes public județean in bun de interes public local". Etapele si documentația necesara transferului sunt detaliate mai jos.

RomCapital j

Invest


intr-o prima etapa, Consiliul Județean Prahova si Consiliu! Local Ploiești aproba prin hotarare numirea unei comisii mixte de identificare a bunurilor apartinand SPAET Ploiești si desemnează membrii acestei comisii.

Comisia procedează la inventarierea in mod complet si detaliat a tuturor bunurilor SPAET Ploiești, identificând natura juridica si proprietarul curent al fiecărui bun, respectiv Județul Prahova sau Municipiul Ploiești,după caz.

Rezultatul inventarierii se consemnează intr-un proces-verbal care se inainteaza atat Consiliului Județean Prahova, cat si Consiliului Local Ploiești

Pe baza inventarului reaiizat de către comisia mixta, Consiliul Local Ploiești efectuează o analiza atat din punct de vedere juridic, cat si economic a bunurilor SPAET.

In urma analizei efectuate, Consiliul Local Ploiești aproba prin hotarare necesitatea preluării bunurilor aferente SPAET aflate in administrarea Consiliului Județean Prahova.

In acest sens, preluarea poate fi motivata de:

  • (i)      nevoia unei strategii unitare in ceea ce privește alimentarea cu energie termica a Municipiul Ploiești;

  • (ii)     necesitatea efectuării investițiilor esențiale pentru asigurarea conformității cu obligațiile de mediu si a furnizării unor servicii de caiitate pentru consumatorii din Municipiu! Ploiești; sl/sau

  • (iii)     posibilitatea accesării mai ușoare de fonduri europene si/sau a atragerii de finanțare pentru investițiile in SPAET.

Ulterior adoptării hotărârii Consiliului Județean Prahova de trecere a bunurilor in domeniul public al Municipiul Ploiești, partite, respectiv Consiliul Județean Prahova si Consiliu! Local Ploiești vor încheia un proces-verbal de predare-primire a bunurilor transferate.

In ceea ce privește situația actuala a terenurilor, o parte importanta a suprafeței identificata la punctele

1 (CET Brazi 1) si 2 (CET Brazi 2) din "Recapituiatia terenurilor" din Protocolul de predare - primire a bunurilor concesionate cu terenurile aferente, din domeniul public ai Consiliului Județean Prahova si administrarea S.C. Termoelectrica Ploiești S.A. către S.C. Dalkia Termo Prahova SA este in prezent intabulata in proprietatea Parc Industrial Brazi S.A.

Prin protocolul semnat la data de 26.10,2009 intre Parc Industrial Brazi S.A. si Veoiia Energie Prahova

S.A. dreptul de folosința/ concesiune al acesteia din urma asupra terenurilor afectate de infrastructura de termoficare este recunoscut si, pe cale de consecința, este inscris in cărțile funciare ale terenurilor listate mai sus.

înscrierile din aceleași cârti funciare indica derularea mai multor proceduri ia data acestor extrase cu privire la aceste terenuri a căror impact in desfasurarea nestingherita a activitatii de producție si alimentare cu energie termica a Municipiului Ploiești este necesar a fi investigat (natura si întinderea drepturilor si pretențiilor unor tertl dobanditori, alții decât Parc industrial Brazi S.A. etc).

Directiva (UE) 2018/410 a Parlamentului European si a Consiliului din 14 martie 2018 de modificare a Directivei 2003/87/CE in vederea rentabilizării reducerii emisiilor de dioxid de carbon si a sporirii investițiilor in acest domeniu si a Deciziei (UE) 2015/1814 (Directiva EU-ETS)

Pentru a atinge obiectivul global UE de reducere a emisiilor de gaze cu efect de sera pana in 2030, sectoarele acoperite de sistemul UE de comercializare a certificatelor de emisii (EU ETS) trebuie sa isi

RomCapital; • Invest \ •

reducă emisiile cu 43% fata de nivelurile din 2005. Directiva revizuita a 410/2018 UE-ETS, care se va aplica pentru perioada 2021-2030, va permite acest lucru printr-un amestec de masuri interconectate.

Se vor înființa mai multe mecanisme de finanțare pentru investirii in emisii scăzute de dioxid de carbon pentru a ajuta sectoarele industriale mari consumatoare de energie si sectorul energetic sa răspundă provocărilor legate de inovare si investiții ale tranziției către o economie cu emisii reduse de carbon. Acestea includ doua noi fonduri:

10a - Fondul pentru inovare va sprijini demonstrarea tehnologiilor inovatoare si a inovațiilor inovatoare in industrie. Valoarea fondurilor disponibile va corespunde valorii de piața de cel puțin 450 de milioane de certificate de emisii.

lOd - Fondul de modernizare va sprijini investițiile in modernizarea sectorului energetic si al sistemelor energetice mai largi, sporirea eficientei energetice si facilitarea unei tranziții echitabile in regiunile dependente de emisiile de carbon din 10 state membre cu venituri reduse.

In plus, alocarea gratuita de tranziție facultativa in temeiul articolului 10c din Directiva EU ETS va continua sa fie disponibila pentru modernizarea sectorului energetic din statele membre cu venituri reduse.

In data de 30 iunie a.c., Municipiul Ploiești a fost inclus, cu sprijinul prezentei consultante, de către Ministerul Energiei, in lista proiectelor care vor face obiectul alocării gratuite de tranziție in temeiul articolului 10c, conform listei demai jos:

Listă proiecte 10c

Instalații ETS - 12 proiecte cu o valoarea mai mica de 12,5 mii. EUR

e*                ecelrukJefrcienț             termice In      igaft,           (P

tare

RHâtim        drept combusti bM «X tonal ta <tmn«4«d« aba         ta CET Sud TlnițtHwa. per/.iu producete* de eoeigto i’n contarăm |_2

ELCEN RetehnoloslrarerVlmptementareaunel/unortapacltlUdeproducerea enerj)                 4e vârf de era. 100

/TOplemanbreaunei/unorcsiMicItatîdeprocbcere         termice m re Imde                              curestIVeM

ftetehnoloBtarrea/1 plementoreaunel/urwr rapacități depre&KereB energiei                                                            d a

Hun Arad Instalare* unei unltat! de producere combinai» de raldure «I energie cu ocumuiotor de 3000 mc fs CET Htdrocsrburi SA                          6.97

Muri                      lnedegsre.cu putere 25 Mwe

12,46


Ploiești

Vest Caitralacogen București țzana BewasaRorraera), Enerpo

Centrala cogen București Jjona Faur), 12MW

Centrateooaen București Uar» Precldel), I0WW

Vlnwtco Centrală de cogenererede înaltă eflclentâde 12 MWe teALÎiH SA

Efedracen ReptteareaunelcenwleElemkeFotavoitetoecuputensaeferlrteâlnsialalădepMiaSMWpeempr menti         refere

L-atefinip Fântânei®

Mim Arad E*ea»t*centrală termici pe blomasă, 50 MW

Figura ILista proiectelor aprobate conform art. 10c din Directiva 410/2019

Programul Termoficare Confort

RomCapftal

Invest. •••

Guvernul României a aprobat, in ședința din 25 iunie, printr-o Ordonanța de urgenta, Programul Termoficare, program multianual de finanțare a investițiilor pentru modernizarea, reabilitarea, «tehnologizarea si extinderea sau înființarea sistemelor de alimentare centralizata cu energie termica aie localităților si pentru modificarea si completarea Legii serviciilor comunitare de utilitati publice nr. 51/2006.

Cheltuielile eligibile ale proiectelor depuse in cadrul Programului Termoficare sunt cofinantate in cuantum de maxim 85% din fonduri provenite potrivit art.l, alin. (3}, lit. a) si b) prin bugetul Ministerului Dezvoltării Regionale si Administrației Publice si respectiv, in cuantum de minim 15% din fonduri proprii ale unităților administrativ-teritoriale beneficiare.

Prin Programul Termoficare vor fi finanțate lucrări de investiții, pentru modernizarea/ extinderea sau înființarea sistemeiorde alimentare centralizata cu energie termica in:

  • •  unitatea/unitatile de producție a agentului termic;

  • •  rețeaua de transport al agentului termic primar (apa fierbinte);

  • •  punctele de termoficare sau modulele termice la nivel de imobil, acolo unde se justifica economic;

’ rețeaua de distribuție a apei calde si a agentului termic de încălzire.

In prezent, Programul “Termoficare 2006-2020 căldură si confort" este finanțat anual, ceea ce presupune o activitate de analiza, evaluare a proiectelor si, mai ales, încheierea contractelor de finanțare în fiecare an calendaristic, fara asigurarea unei predictibilitati a finalizării investițiilor.

Parteneriatul Publk-Privat

întrucât printre propunerile deproiecte cuprinse in prezenta Revizie Ea Strategie, Consultantul a analizat modalitățile de implementare pentru Instalația de Valorificare Energetica, s-a realizat in cadrul acestei secțiuni o evaluare a opțiunii de Parteneriat Public-Privat.

In Romania, parteneriat public-privat - PPP este reglementat prin OUG nr. 39/2018 privind PPP. Astfel, conform ordonanței, PPP are ca obiect realizarea sau, după caz, reabilitarea sî/sau extinderea unui bun sau a unor bunuri care vor aparține patrimoniului partenerului public si/sau operarea unui serviciu public. Partenerul privat asigura finanțarea necesara realizării investițiilor din resurse proprii si/sau din resurse atrase din partea unor finanțatori.

In Europa, cea mai frecventa forma de parteneriat public-privat este contractul de tipul „proiectare -construire - finanțare - operare" (Design-Build-Finance-Operate - DBFO). In cadrul unui astfel de contract, toate etapele unui proiect sunt încredințate partenerului din sectorul privat, începând cu faza de concepție pana ia construcția, gestionarea si mentenanta infrastructurii, inclusiv mobilizarea de fonduri. Aceasta perspectiva pe termen lung este cunoscuta sub denumirea de „abordare bazata pe toata durata de viata".

Parteneriatele public-privat sunt implementate in principal pentru a se obține unele beneficii potențiale care nu pot fi obținute prin procedurile tradiționale de achiziții. Printre aceste beneficii se numără:

  • 1.  concretizarea mai rapida a unui program de investiții planificate, întrucât parteneriatele public-privat pot pune la dispoziție o finanțare suplimentara semnificativa, complementara pachetelor bugetare tradiționale;

  • 2.  posibilitatea unor câștiguri de eficienta in ceea ce privește implementarea proiectelor prin faptul ca acestea pot fi finalizate mai rapid;

Rom Capi tai ?                                           p

Invest î •••

  • 3.  posibilitatea partajării riscurilor cu partenerul privat si optimizarea costurilor pe toata viata a proiectelor;


  • 4.  posibilitatea asigurării unui nivel mai bun privind serviciile si mentenanta fata de cel asigurat de proiectele tradiționale, gratie acestei abordări bazate pe toata durata de viata;

  • 5.  posibilitatea combinării expertizei din sectorul public cu cea din sectorul privat in cel mai eficace mod cu putinta, in vederea realizării unei evaluări aprofundate a proiectelor si in vederea optimizării amplorii acestora.

  • 6.  Din informațiile disponibile, Consultantul a sintetizat 2 studii de caz privind instalațiile de Valorificare Energetica. Principalele caracteristici ce au putut fi extrase, sunt prezentate mai jos:

Tabel llnformatii relevante Caz 1 - Suedia

Informații relevante Caz 1 - Suedia

Valori

categorii deșeuri / combustibil acceptate

deșeuri municipale - MSW, deșeuri industriale - CIW, RDF, deșeuri lemnoase (pt. pornire)

BIO - combustibil

cantitate deseu/ait combustibil

480.000 tpa de MSW sortat si CIW transf. in RDF pe șantier

calitatea combustibil (grad uscare daca este cazul, respectiv daca sunt disponibile facilitați necesare pentru a atinge gradul de uscare)

Umezeala nominala (interval): RDF: 41,8 (18-47)

Lemn reciclat: 30 (20 -40) BIO - combustibil: 45 (25-55)

energie rezultata

electrica: 50 MWe

termica: 100 MWth de la condensatorul turbina

30 MWth de la condensatorul gazelor de ardere

Tabel 2lnformatii relevante Caz 2 - Marea Britanie si Irlanda

Informații relevante Caz 2 - Marea Britanie si Irlanda

Valori                                                          1

categorii deșeuri / combustibil acceptate

Slam, lemn

Lemn demolări, scoarța

Lemn reciclat, așchii de lemn Turba

MSW, CIW

Scoarța, rumeguș

cantitate deseu/alt combustibil calitatea combustibil (grad uscare daca este cazul, respectiv daca sunt disponibile facilitați necesare pentru a atinge gradul de uscare)

350.000 tpa

energie rezultata

electrica: 1,8 MWe termica: 700 MWth

RomCapital Invest •••

0.2 Revizie ia analiza tehnica

indicatori de sustenabilitate


Din punct de vedere al surselor, in strategie s-aif analizat mai multe soluții de echipare pe termen scurt si termen lung, stabilindu-se investițiile necesare, ținând cont de cele mai bune performante tehnice si financiare. Dimensionarea surselor a tinut seama de necesitatea acoperirii curbei clasate de consum anual de energie termica pe intreaga perioada de analiza, respectiv de 20 de ani, in condițiile in care producția de energie termica se reduce anual prin implementarea masurilor de economisire a energiei termice stabilite prin Directiva 2012/27/CE. Investițiile în sursele de producere a energiei termice contribuie la realizarea indicatorilor de sustenabilitate SACET asa cum aceștia au fost definiți in Directiva 2012/27/CE, si anume: randamentul global sa fie mai mare de 70%, iar economia de energie primara/combustibil trebuie sa fie de minimum 10%.

Din calculele efectuate rezulta ca ceie mai scăzute rate de bransare s-au realizat la PT 12 Centru (35,93%), PT 6-9Mai (52,25%), PT 2-23 August (54,75%) si PT 15 Cring (57,89%). Restul punctelor termice si module, care au rețele termice secundare, au rate de bransare mari, cuprinse intre 74% si 100%. Se poate concluziona ca nu este sustenabil punctul termic PT 12 Centru unde nu este oportuna reabilitarea rețelelor termice secundare si nici racordul lui la rețeaua primara, formata din conducte cu diametrul nominal de 100 mm si lungime de 240 m.

Din analiza magistralelor, cu excepția magistralei VI pe care se realizează o rata de bransare la limita sustenabilitatii, pe celelalate magistrale rata de bransare este cuprinsa intre 84,2% si 89,33%, ceea ce arata ca SACET Ploiești din punct de vedere, al ratei de bransare este sustenabila, justificandu-se efectuarea investiților.

Intensitatea termica reprezintă cantitatea de energie termica vanduta, raportata la lungimea de traseu a rețelelor termice primare si secundare.

Intensitatea termica depinde de următorii factori:

  • •  Concepția rețelei termice de termoficare;

  • •  Densitatea consumatorilor si tipul construcțiilor (blocuri cu un număr mai mare sau mai mic de scări si nivele, instituții publice, etc.) ce au fost alimentate din rețea in zonele in care s-a realizat rețeaua de termoficare;

  • •  Debransarea consumatorilor, In general din lipsa recirculatiei apei calde de consum si a posibilităților reale de reglaj a consumului de energie termica pentru încălzire, astfel încât calitatea serviciului de alimentare cu energie termica in sistem centralizat nu a satisfăcut cerințele consumatorilor care s-au debransat.

In aprecierea sustenabilitatii sistemului de termoficare din punct de vedere al intensității termice, aceasta se calculează pentru lungimea traseului total al rețelelor termice, adica rețele termice primare si secundare.

Intensitatea termica totala pe magistrala I este sub valoarea considerata minima din punct de vedere a sustenabilitatii (de 1,5 Tcal/Km traseu rețea primara si secundara) la un punct termic (PT 8-23 August) si la 4 module termice. Asa cum se poate observa intensitatea este redusa datorita cantitatii mici de energie consumata, lungimea traselor fiind scăzută.

RomCapita!= • *e

Invest;***


Puncte! termice si moduîele termice alimentate magistrala II au intensrtati termice ridicate, excepția fiind PT Locomotiva, care are o intensitate termica redusa, in principal datorita lungimii traseului.

Pe magistrala III, majoritatea punctelor termice intensitatea termica este ridicata, cu excepția punctelor termice 2 si 15 Crâng si PT 50 C care au un consum relativ redus, iar traseul rețelelor termice depășește 0,5 Km.

In urma calculelor efectuate pe magistrala IV in toate puncteie termice, cu exeptia punctului termic 12 Centru, valorile intensității termice arata o sustenabilitate a sistemului de termoficare. In același timp exista un număr de 7 module termice pentru care intensitatea este redusa datorita consumului redus de energie termica.

Intensitatea termica a punctului termic PT 5 Mihai Bravu, pe magistrala V este redusa datorita consumului relativ redus, comparativ cu lungimea traseului rețelelor termice.

In cazul magistralei VI intensitatea termica este sub valoarea de 1,5 Tcal/Km traseu total, valoare considerata minimala din punct de vedere a! sustenabilitatii. Consumul de energie termica din întreaga magistrala VI este redus, Pe aceasta magistrala investiiîe nu se justifica.

Verificarea respectării Directivei 2012/27/CE referitoare la cogenerarea eficienta

Din calculele prezentate rezulta ca deși eficienta globala este de peste 70% si anume 73,13%, economia de energie primara este de numai 6,54%. Prin urmare, nu întreaga cantitate de energie electrica produsa in cogensrare este de înalta eficienta; aceasta se datoreaza faptului ca grupul energetic 5 (C5+TA5; funcționează parțial in condensatis. Aceasta inseamna ca pentru siguranța funcționarii turbinei, o cantitate de abur trebuie sa treaca prin treptele de joasa presiune pentru racirea acestora, adica tehnologic (conform tehnologiei de funcționare a turbinei) se produce si o cantitate redusa de energie electrica in condensatie. Rezultatele din tabelul de mai sus ar fi fost mai slabe daca nu ar funcționa si turbina cu gaze. Concluzia este ca nu se poate, datorita tehnologiei grupului energetic nr. 3, sa se respecte in totalitate prevederile Directivei 2012/27/CE.

Calcul teoretic al pierderilor pe rețele termice primare si secundare

In vederea stabilirii valorii pierderilor s-au calculat suprafețele conductelor ce formează rețeaua primara, pe tronsoane si magistrale. La calculul pierderilor s-a tinut seama ca pe tronsonul intre CET Brazi si F25 iarna se funcționează pe conducta tur cu DN 1000 mm si retur DN 900mm, iar vara pe cele cu DN 700 mm.Cu aceste suprafețe s-au calculat pierderile de energie termica teoretice pe tronsoane, magistrale si total SACET.

Evoluția necesarului de energie termica

In baza ipotezelor utilizate a rezultat o reducere a consumului de energie termica intre anii 2018 -2037 cu 12% si a pierderile cu circa 52% comparativ cu anul 2018. Consecința reducerii pierderilor va fi reducerea consumului de combustibil cu 13.769,27 mii mc gaze naturale si reducerea corespunzătoare a cantitatii de emisii de gaze cu efect de sera cu 25.8431CO2.

Evaluarea investițiilor

Proiectele ce trebuie implementate sunt următoarele:

RomCapital

Invest •••


Proiect nr. 1.1: înlocuirea instalației de ardere aferenta cazan nr. 5 (grup energetic CAS + TAS), pentru asigurarea încadrării in valorile limita admise pentru concentrația de NOx

Aceasta lucrare reprezintă implementarea măsurii primare de conformare la cerințele de mediu.

Finanțarea se face din bugetul Consiliului Județean

  • I. Indicatori de eficienta energetica ai proiectului sunt următorii:

  • •  reducerea concentrației de NOx in gazele de ardere de la circa 400 mg/Nmc de gaz uscate cu conținut de O2 de 3%, Ținând seama de durata de funcționare a acestui cazan pentru acoperirea curbei anuale de sarcina, deci a consumului de gaze naturale, coroborat cu reducerea de 300mg /Nmc gaze arse, se obține o reducere a cantitatii anuale de NOx de 356.643 t/an;

  • •  creștere randament global de cogenerare al grupului energetic din care face parte cazanul, cu 1% (de la 68 %la 59%), datorita creșterii! randamentului cazanului urmare a înlocuirii instalației de ardere, ceea ce conduce la reducere consum de combustibil/gaze naturale cu 777,17 mii mc/an;

  • II. Contribuția la reducerea CO2

Urmare reducerii consumului de combustibil, se reducere cantitatea de C02 aferent cantitatii de combustibil economisit; reducerea este de 1.5151 CO2/an;

Proiect nr. 1.2: Instalarea a 2 cazane de apa fierbinte (CAF-uri) cu sarcina nominala de 50 Gcal fiecare.

Aceste cazane vor înlocui CAF-ul 2 existent, care poate funcționa in regim derogatoriu pana la finele anului 2022. Datorita regimului derogatoriu, conform prevederilor legale, acest cazan, nu mai poate fi modernizat pentru conformarea cu prevederile Directivei 2010/75/CE si respectiv Legii 278/2013, fiind necesara înlocuirea.

Finanțare se va asigura din bugetul Consiliului Judeetan.

  • I. Indicatori de eficienta energetica

In urma realizării investiției se obțin următoarele efecte asupra eficientei energetice:

  • •  creștere randament cu minim 4% (de la 91 %!a 95%), ceea ce conduce la:

o reducere consum de combustibil/gaze naturale cu 1.412 mii mc/an;

o reducere cantitate NOx cu 13,1491 /an;

  • II. Contribuția la reducerea CO2

Reducereaconsumului de combustibil/gaze naturale cu 1.412 mii mc/an conduce la reducerea cantitatii de emisii de gaze cu efect de sera cu 2.7531 COj/an.

Proiect nr. 2.1: Instalarea unei turbine cu gaze cu capacitatea de 25 MWe

Aceasta turbina va acoperi curba de sarcina pe întreg anul. In perioada de vara Instalația de valorificare deșeuri va asigura diferența intre necesarul de consum si sarcina; in restul anului, adica in perioadele tranzitorii si in perioada de iarna va funcționa la sarcina nominala.

Finanțarea se va asigura astfel: 70% din împrumutul UAT cu rambursare prin mecanism ETS, iar 30% va fi asigurat din buget de stat, bugetul Consiliului Județean si /sau bugetul local.

I. Indicatori d-î eficienta energetica

RomCapîtal • Invest; •


Proiectul, consta in realizarea unei surse de cogenerare de inalta eficienta, cu eficienta globala de minim 84% si va conduce la crestrea eficientei energetice, va conduce la obținerea următoarelor avantaje:

  • •  creșterea eficientei globale in cogenerare cu 10-14%, ceea ce conduce la o reducere a consumului de gaze naturale cu 5.120.4 mii mc/an,

  • ii. Contribuția la reducerea cantitatii de COZ

Urmare a reducerii cantitatii de combustibil (gaze naturale) se reduce cantitatea de CO2 cu 9.982t CO2/an comparativ cu situația actuala.

Proiect nr. 2.2: Instalarea unei turbine cu gaze cu capacitatea de 45 MWe

Aceasta va prelua partea mediana a curbei de sarcina, iar prin arderea suplimentara va prelua sarcina TG 25 MWe si a instalatei de valorificare deșeuri in situația indisponibilității acestora.

Finanțarea se poate asigura din Bugetul de stat, prin Ministerul Dezvoltării Regionale si Administrației Publice, in cadrul Programului Termoficare si Confort 2019-2030, in cuantum de 85% din valoarea investiției si respectiv, in cuantum de 15% din fonduri proprii/buget local al UAT Ploiești.

  • I. Indicatori de eficienta energetica

  • •  creșterea eficientei globale in cogenerare cu 10-14%, ceea ce conduce la o reducere a consumului de gaze naturale cu 9.492,3 mii mc/an;

  • II. Contribuții la reducerea CO2.

Ca urmare a economiilor la cantitatatea de combustibil consumata se reduc emisiile după cum urmeaza:

« Reducere cantitate gaze cu efect de sera: 18.505 tCO2/an;

  • •  Reducere cantitate NOx: 12,9 t/an;

  • •  Reducere cantitate SO2: 6,23 t/an

  • •  Reducere cantitate pulberi: 89 t/an.

Proiect nr. 2.3: Realizarea unei instalații de valorificare a deșeurilor rezultate in cadrul instalației MBT existenta, cu putere de 12,9 MWe si 16,5 MWt (3 motoare termice cu putere electrica unitara de 4,3 MWE si 5,5 MWt fiecare.)

Aceasta instalație va asigura acoperirea bazei curbei de sarcina, funcție de cantitatea de deșeuri disponibile pentru gazeificare. Sursele de finanțare ale investiției sunt:

  • •  70% prin imprumut ce se va contracta de Consiliul Județean pentru a demara lucrările, urmând sa fie rambursat prin mecanism ETS.

  • •  30% buget de stat, buget județean si buget local.

  • I. Indicatori de eficienta energetica

Realizarea proiectului asigura creșterea capacitatii de producere a energiei electrice si termice din resurse regenerabile, conform Directiv 2009/28/CE, obtinandu-se:

* Creșterea cantitatii de energie produsa din resurse regenerabile cu: 83.000 MWe/an si 146.801 MWt/an(126.335 Gcal);

RomCapital ••e

Invest •••

  • •  Reducerea consumului de combustibil convențional (gaze naturale) prin Înlocuirea acestuia cu syngaz obtinut din gazeificarea deșeurilor menajere ramase in urma sortării si uscării la instalația MBT: 228.026 MW (23.642,687 mii mc/an gaze naturale);

II. Contribuții la reducerea CO2

Prin filtrul PARS (Plasma Assested Reforming Scrubber - element care imbunatateste eficienta energetica a centralelor pe biomasa prin gazeificare, cu 15-20%) prevăzut in cadrul instalației degazeificare se elimina integral emisiile de SO2, NOx si compușilor organici volatile (COV-uri), deci contribuie la reducerea amprentei de carbon, dar nu contribuie la reducerea cantitatîi de CO2.

Proiect nr. 3: Reabilitarea in proporție de 20% a rețelelor termice primare si secundare, puncte si moduie termice

La nivelul studiului de fezabilitate se va face o prioritîzare a execuției rebilitarilor, funcție de rezultatele unei analize multicriteriale.

Finanțarea se poate asigura din Bugetul de stat prin Ministerul Dezvoltării Regionale si Administrației Publice, in cadrul Programului Termoficare si Confort 2019-2030, in cuantum de 85% din valoarea investiției si respectiv, in cuantum de 15% din fonduri proprii/buget local al UAT Ploiești. Șansele de obținere a finanțării sunt ridicate deoarece SACET Ploiești va obține un punctaj ridicat atat datorita eficientei energetice a proiectului cat si datorita faptului ca acesta are un grad de bransare relativ mare compartiv cu alte sisteme de termoficare din tara, situandu-se din acest punct de vedere după sistemul de termoficare din București.

f. Indicatori de eficienta energetica

Ca urmarea realizării proiectului se obțin următoarele avantaje energetice:

  • •   Reducerea pierderilor de energie termica cu 14.869 Gcal/an;

  • •  Reducera consumului de combustibil cu 1.990.1 mii mc gaze naturale;

II. Contribuții la reducerea CO2

Urmare a reducerii consumului de combustibil, cu 1.990,1 mii mc gaze naturale se obțin reduceri de emisii in atmosfera, adica se reduce amprenta de carbon, reducerile de emisii de:

  • •  Gaze cu efect de sera: 3.880 tCO2/an;

  • •  NOx: 5,01 t/an;

  • •  SO2:2,42 t/an;

  • •   Pulberi; 0,35 t/an;

0.3 Revizie la analiza financiara

Analiza financiara a proiectelor a fost realizata considerând metodologia din "Ghidul pentru realizarea Analizei Cost-Beneficiu a proiectelor de investiții. Instrument de evaluare economica pentru Politica de Coeziune 2014-2020", emis de către Comisia Europeana in Decembrie 2014.

în cadrul analizei au fost folosite următoarele elemente legate de valoarea investițiilor:

• Valoarea investițiilor inițiale:

o Proiect 1.1:8.755.680 RON;

RomCapital •

In vest •

o Proiect 1.2: 22.244.160 RON;

o Proiect 2.1: 58.858.550 RON;

o Proiect 2.2:183.755.820 RON;

o Proiect 2.3:232.650.000 RON;

o Proiect 3:57.630.360 RON;


  • •   Reinvestitii: Pe perioada de realizare a analizei s-a considerat ca aceste proiecte nu vor avea nevoie de reinvestitii majore altele decât cheltuielile normale de intretinere;

  • •  Valoare reziduala: Perioada de analiza considerata a fost de 20 de ani de operare iar la finalul acestei perioade s-a considerat ca valoarea reziduala a proiectelor de investiții va fi egala cu zero.

Indicatorii financiari obținuți ca urmare a rulării analizei financiare a proiectelor de investiții sunt prezentați sintetic in următorul tabel:

Tabel 3lndicatorii rezultați din analiza financiara

Proiecte                                     Analiza financiara

Valoarea Actualizata Neta Financiara

Rata Interna de Rentabilitate Financiara

RON

%

Proiect 1.1: înlocuirea instalației de ardere aferenta CA5 + TA5, pentru asigurarea încadrării in valorile limita admise pentru concentrația de NOx

6.044.228

11,0%

Proiect 1.2: Realizarea a 2 CAF-uri noi cu debit de 50Gcai/ora care sa înlocuiască CAF-ul 2 existent

3.422.921

5,8%

Proiect 2.1: Instalarea unei turbine cu gaze cu putere de 25 MWe

34.660.518

10,2%

Proiect 2.2: Instalarea unei turbine cu gaze cu cazan recuperator si ardere suplimentara de 14,5 Gcal/h, cu putere de 45 MWe

19.524.247

5,2%

Proiect 2.3: Realizarea unei instalații de valorificare a deșeurilor rezultate in cadrul instalației MBT existenta, putere de 12,9 MWe si 16,5 MWt (3 motoare termice cu putere electrica unitara de 4,3MWe si 5,5 MWt).

95.155.227

8,5%

Proiect 3: Reabilitarea rețelelor primare si secundare, puncta si module termice, in special a zonelor care

6.550.898

5,3%

înregistrează pierderi ridicate

RomCapital

InvestJee»


Toate proiectele de investiții analizate înregistrează valori pozitive ale Valorii Actualizate <‘ ,eț^JFirt si valori mai mari decât factorul de actualizare de 4% pentru Rata Interna de Rentabilitate'Flhănciâf^ 9 ' ceea ce ilustrează clar ca proiectele sunt viabile pentru finanțare. Dorim sa menționam'Ca implementarea acestor proiecte va necesita ajustări de preturi pentru consumatori determinate in principal de structura de finanțare finala a acestor proiecte (cu cat componenta de granturi si subvenții va fi mai mare, cu atat impactul pe preturi si tarife va fi mai redus pe termen scurt si mediu).

Indicatorii economici obținuți ca urmare a rulării analizei economice a proiectelor de investiții sunt prezentați sintetic in următorul tabel:

Tabel indicatorii rezultați din analiza economica

Proiecte

Analiza economica

Valoarea Actualizata Neta Economica

Rata Interna de Rentabilitate Economica

Indicatorul

Beneficiu-Cost

RON

Indicator

Fisa 1.1: înlocuirea instalației de ardere aferenta CA5 + TAS, pentru asigurarea încadrării in valorile limita admise pentru concentrația de NOx

168.266.911

169,4%

21,18

Fisa 1.2: CAF-uri

6.959.850

8,7%

1,34

Fisa 2.1: Instalarea unei turbine cu gaze cu putere de 25 MWe

26.388.454

10,2%

1,51

Fisa 2.2: Instalarea unei turbine cu gaze cu cazan recuperator si ardere suplimentara de 14,5 Gcal/h, cu putere de 45 MWe

11.055.868

5,8%

1,05

Fisa 2.3: Realizarea unei instalații de valorificare a deșeurilor rezultate in cadrul instalației MBT existenta, putere de 12,9 MWe si 16,5 MWt (3 motoare termice cu putere electrica unitara de 4,3MWe si 5,5 MWt).

90.377.545

9,6%

1,77

Fisa 3: Reabilitarea rețelelor primare si secundare, puncta si module termice, in

4.549.193

6,0%

1,07

special a zonelor care înregistrează pierderi ridicate

Toate proiectele de investiții analizate înregistrează valori pozitive ale Valorii Actualizate Nete Economice si valori mai mari decât factorul de actualizare de 5% pentru Rata Interna de Rentabilitate Economica ceea ce ilustrează clar ca proiectele sunt viabile pentru finanțare. De asemenea, indicatorul


o

RomCapftal i *•*                                         %

Investi •••

/'• ■ '*

beneficiu-cost înregistrează valori mai mari decât 1 pentru toate proictele analizate ilustrând sustenabilitatea economica a acestora.

Sustenabilitatea operării pe termen scurt, mediu si lung a fost analizata considerând ca toate proiectele de investiții vor fi implementate intr-un prizont de timp rezonabil conforma graficului de implementare prezentat in acest raport.

In graficul următor este prezentata evoluția profitabilității activitatii de operare masurata prin intermediul indicatorului Rata EBITDA (rata profitului din exploatare înainte de amortizare si redeventa):


Figura 2Sustenabilitatea operării

Rezultatele din figura anterioara ilustrează ca activitatea va avea o dezvoltare sustenabila daca se va adopta o politica de preturi si tarife care sa fie in linie cu evoluția costurilor (sa asigure respectarea principiilor europene al "acoperirii totale a costurilor" si "poluatorul plătește").

Sustenabilitatea operării a fost testata si din punct de vedere al suportabilitatii consumatorilor. Considerând preturile actuale, nivelul indicelui de suportabilitate este următorul:

  • • Sub 4% (3.89%) din venitul anual mediu disponibil al gospodăriilor daca se considera prețul local de

facturare;

  • • 7.6% din venitul anual mediu disponibil al gospodăriilor daca se considera ca prețul plătit de

populație ar fi tariful de referința stabilit in actul adițional la contractul de concesiune cu Veolia.

Diferența intre cele doua abordări este importanta dar in ambele cazuri se înregistrează valori care sunt sub nivelul maxim suportabil de 8.0% dat ca referința in "Ghidul pentru Analiza Cost Beneficiu al proiectelor de termoficare finanțate din Fonduri de Coeziune si Fondul European de Dezvoltare Regionala in perioada 2007-2013" realizat de JASPERS si Ministerul Mediului pentru sectorul de termoficare din Romania.

RomCapital

Invest. •••

  • 1. Revizie la cadrul legal si instituțional

    • 1.1. impactul actului adițional Veolia

Contractul de delegare prin concesiune a gestiunii serviciului public al județului Prahova de alimentare cu energie termica produsa in mod centralizat in sistem productie-transport-distributie pentru municipiul Ploiești („Contractul de concesiune") nr. 2776/5246 din 29.04.2004, încheiat pentru o durata de 15 ani, a fost semnat intre Consiliul Județean Prahova, Consiliul Loca! Ploiești si Veolia Energie Prahova (VEP).

In data de 25.04.2019, Consiliul Județean Prahova, Consiliul Local Ploiești si Veolia Energie Prahova au negociat prelungirea contractului de concesiune pentru o perioada de 3 ani si 14 zile, respectiv pana la data de 15 mai 2022- In acest sens a fost semnat Actul Adițional nr. 4 (denumit in continuare AA4).

  • 1.1.1. Analiza termenilor prelungirii contractului cu Veolia Energie Prahova

Clauzele importante ale AA4 se refera la investiții, inclusiv cele necesare pentru conformarea la mediu, formula de ajustare a tarifului, pierderile de recuperat din perioada ianuarie 2016 - februarie 2019 si pragul minim al vânzărilor.

investițiile

« Investițiile realizate de Concesionar pe durata inițiala a contractului au fost confirmate de Concedent. Concesionarul si-a depășit obligațiile contractuale si nu solicita vreo compensare, daca Concedentul isi îndeplinește obligațiile prevăzute prin AA4 (art. 2.1.1).

» Investiții in sarcina Concedentului se refera la: (i) in sarcina Consiliului Județean - investițiile de mediu (arzatoare NOx) si lucrări de consolidare si reabilitare prevăzute in Raportul SEVESO; (ii) in sarcina Consiliului Local - investiții in rețelele de distribuție, pe baza proiectelor tehnice avizate de Concesionar. Concesionarul nu poate fi tinut responsabil de neconformarea la mediu, inclusiv de suportarea oricărui cost suplimentare si/sau venituri din exploatare

8 Concedentul s-a angajat sa achiziționeze unitatea de cogenerare in ciclu combinat, astfel incat la expirarea contractului, aceasta unitate devine bun de retur (art. 2.1.3).

Tariful si Formula de ajustare

» Noul Tarif de referința este 336,82 lei/Gcal, exclusiv TVA. Acesta a fost avizat de ANRE prin avizul nr. 28/24.04.2019. Noua formula de ajustare modificata tine cont de costul emisiilor de CO2.

■ Noul Tarif de referința nu include pierderile de recuperat inregistrate de Concesionar in perioada ianuarie 2016-februarie 2019.

B Prima solicitare de ajustare a Tarifului va fi făcută in luna iulie 2019.

Pragul minim al vânzărilor de energie termica

s A fost redus pragul minim al vânzărilor, revizuirea Contractului de concesiune urmând a fi făcută daca vânzările de energie termica scad sub 400.000 Gcal/an constatatain cursul anului anterior.

RomCapîtal • t Invest • •


  • 1.1.2. Analiza relevantei prelungirii relației contractuale cu Veolia asupra conținutului Strategiei

Neindeplinirea obligațiilor asumate de Concedent prin AA4 poate avea consecințe majore asupra bugetelor CJ si CL, precum si asupra serviciului public de termoficare din municipiul Ploiești. Prin AA4 au fost definite „Obligațiile Esențiale" ale Concedentului. Concedentul va fi in drept de întârziere prin simpla nerespectare a angajamentelor menționate la art.3.3, ceea ce ii va da dreptul Concesionarului sa transmită notificarea de incetare a contractului de concesiune. Neindeplinirea obligațiilor asumate de către Concedent, ii da dreptul Concesionarului sa solicite sumele precizate la art. 6.2.

Pentru a evita riscul incetarii serviciului si al prejudiciilor care pot fi solicitate de Concesionar, distingem următoarele de acțiuni:

pe termen scurt:

o Realizarea investițiilor in sarcina Concedentului - acțiune critica obligatorie, respectiv investițiile de mediu (arzatoare NOx) si lucrări de consolidare si reabilitare prevăzute in Raportul SEVESO;

o pregătirea studiilor de fezabilitate pentru reabilitarea rețelelor termice

pe termen mediu: demararea acțiunilor necesare pentru delegarea gestiunii serviciului public de alimentare centralizata cu energie termica, începând cu 15.05.2022.

pe termen lung: atragerea fondurilor necesare pentru reabilitarea sistemului de producere, transport, distribuție si furnizare.

Actul Adițional specifica inca o data obligațiile asumate ale pârtilor. Neindeplinirea acestor obligații poate avea un impact major asupra bugetelor Consiliului Județean si Consiliului Local, precum si asupra serviciului public al județului Prahova de alimentare cu energie termica produsa in mod centralizat in sistem productie-transport-distributie pentru municipiul Ploiești.

  • 1.2.Transferul de proprietate de la Consiliul Județean la Consiliul Local

    • 1.2.1. Prevederi generale

In conformitate cu prevederile art. 9 alin. (3) al Legii nr. 213/1998 privind bunurile proprietate publica, cu modificările si completările ulterioare, “trecerea unui bun din domeniul public al județului in domeniul public al unei unitati administrativ-teritoriale de pe raza teritoriala a județului respectiv se face la cererea consiliului local, prin hotarare a consiliului județean, declarandu-se din bun de interes public județean in bun de interes public local".Etapele si documentația necesara transferului sunt detaliate mai jos.

  • 1.2.2. Identificarea bunurilor care se transfera

    /r'fi

    RomCa * al;

    Invest '•••

    fit ,C

Intr-o prima etapa, Consiliul Județean Prahova si Consiliul Local 'doiesti aproba prin hotarare numirea unei comisii mixte de identificare a bunurilor apartinand SPAET Ploiești si desemnează membrii acestei comisii.

Comisia procedează la inventarierea in mod complet si detaliat a tuturor bunurilor SPAET Ploiești, identificând natura juridica si proprietarul curent ai fiecărui bun, respectiv Județul Prahova sau Municipiul Ploiești, după caz.

In vederea inventarierii bunurilor care vor face obiectul transferului se vor lua in considerare ieșirile (e.g elementele care nu mai contribuiau la funcționalitatea sistemului) si intrările (conform pianului de investiții) din patrimoniul concesionat.

Pentru a avea o evidenta clara ulterior consolidării poziției de concedent al întregului sistem, municpiul Ploiești poate avea in vedere analiza valorii bunurilor de preluare, pentru care, spre deosebire de bunurile de retur, concedentul, în măsura în care își manifestă intenția de a prelua bunurile respective, va trebui sa plateasca o compensație conform caietului de sarcini si Contractului de concesiune.

Rezultatul inventarierii se consemnează intr-un proces-verbal care se inainteaza atat Consiliului Județean Prahova, cat si Consiliului Local Ploiești

  • 1.2.3. Analiza activelor

Pe baza inventarului realizat de către comisia mixta, Consiliul Local Ploiești efectuează o analiza atat din punct de vedere juridic, cat si economic a bunurilor SPAET.

în urma analizei, se va intocmi lista bunurilor aflate in administrarea Consiliului Județean Prahova si care sunt necesare a fi transferate către Consiliul Local Ploiești in vederea prestării SPAET. Acest studiu pornește de la premisa ca aceste bunuri se afla in domeniul public al Județului Prahova si vor fi transferate în domeniul public al Municipiului Ploiești, conform procedurii descrise in acest capitol.

In aceasta etapa vor fi identificate si remediate orice aspecte legate de bunurile supuse transferului care ar putea împiedica sau stânjeni transferul sau buna funcționare a acestora, de exemplu eventuale litigii care ar afecta bunurile.

Din extrasele de carte funciara listate mai jos rezulta ca o parte importanta a suprafeței identificata la punctele 1 (CET Brazi 1) si 2 (CET Brazi 2) din "Recapitulatia terenurilor" din Protocolul de predare -primire a bunurilor concesionate cu terenurile aferente, din domeniul public al Consiliului Județean Prahova si administrarea S.C. Termoelectrica Ploiești S.A. către S.C. Dalkia Termo Prahova S.A. este in prezent intabulata in proprietatea Parc Industrial Brazi S.A.

Aceasta operațiune de trecere din proprietatea privata a Consiliului Județean Prahova in patrimoniul Parc Industrial Brazi S.A. a unei suprafețe de teren de 46,34ha din care 19.7ha fuseseră concesionate către Dalkia Termo Prahova (actuala Veolia energie Prahova S.A.) a fost decisa de către Consiliul Județean Prahova prin hotararea nr. 94/ 2004, privind modificarea patrimoniului unor societăți comerciale, modificata prin hotararea nr. 49/2009.

RomCapital

Invest;


Nr

Cadastral

Suprafata(mp)

Proprietar

Notare protocol/concesiune in partea III

Data extras CF

24930

8,474

Brazi Industrial Parc SA

Dalkia Termo Prahova SRL

26.09.2018

24929

acte: 149,579 masurat: 149,426

Brazi Industrial Parc SA

Dalkia Termo Prahova SRL

02.11.2018

21712

8,968

Brazi industrial Parc SA

Dalkia Termo Prahova SRL

01.02.2019

Vechi: 1716

3,022

Brazi Industrial Parc SA

Dalkia Termo Prahova SRL

02.11.2018

21098

acte: 1,039 masurat:

1,040

Brazi Industrial Parc SA

Protocol: Brazi Industrial Parc SA Concesiune: Consiliul Județean Prahova

01.02.2019

21665

18,342

Brazi Industrial Parc SA

Protocol: Brazi industrial Parc SA Concesiune: Dalkia Termo Prahova SRL

02.11.2018

21666

4,363

Brazi Industrial Parc SA

Dalkia Termo Prahova SRL

02.11.2018

Tabel 5 Extrase de carte funciara

Prin protocolul semnat la data de 26.10.2009 intre Parc Industrial Brazi S.A. si Veolia Energie Prahova S.A. dreptul de folosința/ concesiune al acesteia din urma asupra terenurilor afectate de infrastructura de termoficare este recunoscut si, pe cale de consecința, este inscris in cărțile funciare ale terenurilor listate mai sus.

înscrierile din aceleași cârti funciare indica derularea mai multor proceduri la data acestor extrase cu privire la aceste terenuri a căror impact in desfasurarea nestingherita a activitatii de producție si alimentare cu energie termica a Municipiului Ploiești este necesara fi investigat (natura si intinderea drepturilor si pretențiilor unor terti dobanditori, alții decât Parc Industrial Brazi S.A. etc).

Mai mult, trebuie analizata situația juridica a tuturor terenurilor care deservesc rețeaua si infrastructura de termoficare, pe langa cele situate in incinta CET Brazi 1 si CET Brazi 2, incluzând dar fara a se limita la proiecția conductelor, stațiile de golire, drumuri de acces si exploatare, puțuri de apa etc. Din cercetările prealabile efectuate, nu sunt disponibile extrase de carte funciara pentru toate terenurile pe care se afla aceasta infrastructura de termoficare.

Astfel, se pune problema clarificării de urgenta a situației juridice, care implica drepturi variate ale terților si care pot afecta exercitarea nestingherita a atributelor viitorului dreptul de proprietate al Municipiului Ploiești asupra infrastructurii de producție si transport avute in vedere a fi transferate, prin implementarea unor soluții juridice agreate in prealabil de toate părțile implicate (constituirea unui drept de superficie, incetarea diverselor proceduri pendinte etc).

La data realizării acestei revizii, am identificat de pe portalul portal.just.ro următoarele litigii pe rolul instanțelor din Romania, in care Consiliul Județean Prahova este parte si care au avut termen de judecata in ultimul an:

http://portaiJust.ro/SitePages/cautare.aspx?k=consiliul%20judetean%20prahova&vl=%2Dmjmp!astupdate&r=write%3D%22A

DowM0owMFo7XC ■ÎD%3D%22%20mjmpd rdata%3O%22AQp b           W                  wFb AxOCOwNyl             D o7XQ%3

22

Rom Capi tal

In vest: •••


Fara a avea informații relevante din partea Consiliului Județean Prahova cu privire ia fiecare db^rj^ G dosar, parti, obiect, stadiu etc), care privește activele afectate infrastructurii de termoficare, Inclusiv CET' Brazi (teren, echipamente, drepturi conexe acestora etc), nu putem sorta si analiza informația de mai sus pentru a genera informații utile si sistematizate.

In orice caz, transferul activelor va avea loc cu titlu gratuit. Mai mult, Consiliul Local poate agrea cu Consiliul Județean Prahova ca acesta din urma sa-si asume întreaga responsabilitate pentru toate costurile si consecințele directe si indirecte, care decurg din gestiunea si rezultatul litigiilor in curs.

Cu toate acestea, se impune realizarea unei verificări de tip due diligence a tututor cauzelor aflate pe rol care privesc activele integrate in operarea serviciului de producție si transport energie termica către sistemul centralizat al municipiului Ploiești, pentru a fi analizate dosareie respective si consecințele acestora si pentru a se estima printre altele relevanta, posibilele efecte, durata si costurile generate de fiecare procedura.

Alături de situația juridica trebuie analizata si starea tehnica a bunurilor de retur apartinand Consiliului Județean si a modernizărilor acestora. In particular, o atentie deosebita trebuie acordata elementelor de infrastructura a căror stare precara poate atrage răspunderea pârtilor (e.g. traversările de peste infrastructura feroviara si rutiera). In acest sens, este recomandabila evaluarea riscurilor si a costurilor prin expertizarea tehnica a acestor elemente, respectiv prin analiza expertizelor disponibile, precum si a documentației elaborata, obtinuta si contractata in vederea realizării consolidării acestora (e.g. soluții alternative de traversare, proiect de consolidare, certificate de urbanism, avize obținute, in special aviz si documentație conexa CFR, autorizații de construire, procese verbale la finalizarea lucrărilor, program strict de urmărire comportare construcție etc).

  • 1.2.4. Decizii ale Consiliului Local Ploiești si motivarea acestora

In urma analizei efectuate, Consiliul Local Ploiești aproba prin hotarare necesitatea preluării bunurilor aferente SPAET aflate in administrarea Consiliului Județean Prahova.

în acest sens, preluarea poate fi motivata de:

  • (iv) nevoia unei strategii unitare in ceea ce privește alimentarea cu energie termica a Municipiul Ploiești;

  • (v) necesitatea efectuării investițiilor esențiale pentruasigurarea conformității cu obligațiile de mediu si a furnizării unor servicii de calitate pentru consumatorii din Municipiul Ploiești; si/sau

  • (vi) posibilitatea accesării mai ușoare de fonduri europene si/sau a atragerii de finanțare pentru investițiile in SPAET.

De asemenea, se va argumenta ca bunurile avute in vedere pentru transfer sunt de interes local, întrucât servesc alimentarii cu energie termica a Municipiul Ploiești, neexistand o motivație pentru ca acestea sa fie in continuare administrate de Consiliul Județean Prahova.Prin aceeași hotarare, Consiliul LocalPloiesti va aproba înaintarea solicitării către Consiliul Județean Prahova pentru efectuarea demersurilor legale de trecere a bunurilor supuse transferului din domeniul public al județului Prahova in domeniul public al Municipiul Ploiești, conform prevederilor art. 9 alin. (3) al Legii nr. 213/1998 privind bunurile proprietate publica, cu modificările si completările ulterioare menționat anterior. Hotararea Consiliului Local Ploiești împreuna cu cererea de transfer a bunurilor se inainteaza Consiliului Județean Prahova.

RomCapitali

Invest: •••

  • 1.2.5.  Decizii ale Consiliului Județean si motivarea acestora

Consiliului Județean Prahova analizeaza si aproba prin hotarare cererea Consiliului Local Ploiești de trecere a bunurilor SPAET aflate in administrarea Consiliului Județean Prahova in domeniul pubiic al Municipiul Ploiești. In adoptarea acestei hotarari, Consiliul Județean Prahova isi poate insusi argumentele prezentate de Consiliul Local Ploiești in cerere, menționate anterior.Astfel, prin hotararea Consiliului Județean Prahova, bunurile supuse transferului sunt declarate din bunuri de interes public județean (al județului Prahova) in bunuri de interes public local (al Municipiul Ploiestij.Transferul in domeniul public al Municipiul Ploiești operează de drept, fara nicio alta formalitate, la data intrării in vigoare a hotărârii Consiliului Județean Prahova.

  • 1.2.6.  încheierea unui proces verbal de predare-preluare a bunurilor transferate

Ulterior adoptării hotărârii Consiliului Județean Prahova de trecere a bunurilor in domeniu! public al Municipiul Ploiești, partite, respectiv Consiliul Județean Prahova si Consiliul Local Ploiești vor încheia un proces-verbai de predare-primire a bunurilor transferate.

  • 1.2.7.  Impactul deciziilor autoritarilor

Ca urmare a hotărârii Consiliului Județean Prahova de trecere a bunurilor in domeniul public al Municipiul Ploiești si a predării acestora, Consiliul Local Ploiești dobândește administrarea acestor bunuri, pe care le va putea integra intr-un SPAET unitar, conform strategiei de termoficare la nivelul Municipiul Ploiești. Municipiul Ploiești se va substitui Consiliului Județean Prahova in contractul de concesiune si devine concedentul tututor bunurilor de retur.

Părțile Contractului de concesiune vor semna un act adiționai la acesta care sa reflecte acest modificare patrimoniala, anexand procesele verbale consecutive semnate bilateral intre parti.in aceasta situație, părțile vor decide si in ce măsură mai are sens pentru Consiliul Județean Prahova sa faca parte din actionariatul concesionarului Veolia Energie Prahova S.A.

In orice caz, este recomandabil ca Parc Industrial Brazi S.A., in calitate de proprietar a! unei suprafețe semnificative afectata infrastructurii de termoficare, sa fie parte din protocolul de transfer al infrastructurii Consiliului Județean către domeniul public al Municipiului Ploiești, care va fi atașat actului adițional la Contractul de concesiune si va deveni parte integranta din acesta.

  • 1.3.Directiva (UE) 2018/410 a Parlamentului European si a Consiliului din 14 martie 2018 de modificare a Directivei 2003/87/CE in vederea rentabilizării reducerii emisiilor de dioxld de carbon si a sporirii investițiilor in acest domeniu si a Deciziei (UE) 2015/1814 (Directiva EU-ETS)

    RomCapital Invest



Directiva 87/2003 instituie un sistem de comercializare a cotelor de emisie de gaze cu efect de sera (denumit in continuare „sistemul comunitar") pentru a promova reducerea emisiilor de gaze cu efect de sera intr-un mod rentabil si eficient din punct de vedere economic.

  • 1.3.1.1. Derogări electricitate

Directiva 2003/87/CE revizuita prevede la art. 10c posibilitatea optarii pentru alocari tranzitorii cu titlu gratuit in scopul modernizării producției de energie electrica. Derogările se refera la posibilitatea utilizării unor alocari tranzitorii cu titlu gratuit pentru producția de electricitate, respectiv excluderea in anumite condiții de la achiziționarea in totalitate prin licitare a certificatelor de emisii de gaze cu efect de sera pentru producția de energie electrica. Condițiile se refera in principal la modernizări, retehnologizari sau implementarea unor tehnologii "curate". Pot beneficia de derogările tranzitorii Bulgaria, Cehia, Cipru, Estonia, Letonia, Lituania, Malta, Polonia, Romania, Ungaria.

Implementarea prevederilor art. 10c al Directivei ETS revizuite se face prin intermediul Deciziei Comisiei C(2011) 1983 final din 29.03.2011 privind orientările referitoare la metodologia de alocare in mod tranzitoriu de certificate gratuite de emisii.

  • I.3.I.2. EU ETS - Instalații staționare. Faza 3 (alocari 2013-2020)

Directiva 87/2003 privind schema economica si eficienta pentru comercializarea in interiorul Comunității Europene a emisiilor de gaze cu efect de sfera, a fost amendata de:

Directiva 29/2009 reglementează Faza 3 (alocari 2013-2020)

Directiva 410/2018 reglementează Faza 4 (alocari 2021-2030)

Cea de-a treia etapa a schemei EU ETS are o durata de 8 ani, in intervalul 1 ianuarie 2013 - 31 decembrie 2020. Acest instrument are ca scop promovarea reducerii emisiilor de gaze cu efect de sera la nivelul Uniunii Europene si se bazeaza pe principiul "limitează si comercializează", fiind un instrument utilizat in cadrul politicii Uniunii Europene referitoare la schimbările climatice.

Pentru celelalte sectoare incluse in schema EU ETS se instituie un sistem tranzitoriu de alocare gratuita a certificatelor de emisii de gaze cu efect de sera, pe baza unui set de reguli armonizate la nivelul statelor membre (masuri de implementare la nivel comunitar), care sa asigure o interpretare si aplicare uniforma a regulilor schemei de către statele membre si prin care sa se evite apariția unor distorsiuni ale competiției.

Pentru sprijinirea autoritatilor competente din statele membre, Comisia Europeana a elaborat o serie de documente pentru asigurarea implementării coerente a metodologiei de alocare a certificatelor de emisii de gaze cu efect de sera, stabilita pentru etapa a 3-a a schemei EU ETS (documente, ghidul de

RomCapital; • .

Invest •••

interpretare a activitatilor din anexa I a Directivei ETS revizuite, formular electronic de colectare a datelor).

  • 1.3.2. Faza 4 (2021-2030). Directiva (UE) 2018/410 a Parlamentului European si a Consiliului din 14 martie 2018 de modificare a Directivei 2003/87/CE

Pentru a atinge obiectivul global UE de reducere a emisiilor de gaze cu efect de sera pana in 2030, sectoarele acoperite de sistemul UE de comercializare a certificatelor de emisii (EU ETS) trebuie sa isi reducă emisiile cu 43% fata de nivelurile din 2005.Directiva revizuita a 410/2018 UE-ETS, care se va aplica pentru perioada 2021-2030, va permite acest lucru printr-un amestec de masuri interconectate.

  • 1.3.2.1. Consolidarea EU ETS pentru următorul deceniu

Pentru a creste ritmul reducerilor de emisii, numărul total al certificatelor va scadea la o rata anuala de 2,2% incepand cu anul 2021, fata de 1,74% in prezentlntre 2019 si 2023, cantitatea de cote inscrise in rezerva se va dubla la 24% din cotele in circulație.

Ca măsură pe termen lung pentru a imbunatati funcționarea EU ETS, incepand cu anul 2023, numărul de cote deținute in rezerva va fi limitat la volumul de licitații al anului anterior. Deținerile care depasesc aceasta suma isi vor pierde valabilitatea.

  • 1.3.2.2. Norme imbunatatite privind relocarea emisiilor de dioxid de carbon

Sistemul de alocare cu titlu gratuit va fi prelungit pentru inca o decada si a fost revizuit pentru a se concentra asupra sectoarelor cu cel mai mare risc de relocalizare a producției lor in afara UE. Aceste sectoare vor primi gratuit 100% din alocarea lor. Pentru sectoarele mai puțin expuse, alocarea gratuita este prevăzută sa fie eliminata treptat după 2026, de la un maxim de 30% la zero la sfârșitul fazei 4 (2030).Un număr considerabil de cote gratuite vor fi alocate pentru instalații noi si in dezvoltare.

Au fost stabilite norme mai flexibile pentru a alinia mai bine nivelul alocării cu titlu gratuit la nivelurile de producție reale:

  • • Alocările pentru instalațiile individuale pot fi ajustate anual pentru a reflecta creșteri si scăderi semnificative ale producției. Pragul pentru ajustări a fost stabilit la 15% si va fi evaluat pe baza unei medii ample de doi ani.

  • • Lista instalațiilor care intra sub incidența directivei si care sunt eligibile pentru alocarea cu titlu gratuit va fi actualizata la fiecare 5 ani.

  • • Cele 54 de valori de referința care determina nivelul alocării gratuite pentru fiecare instalație vor fi actualizate de doua ori in faza 4 pentru a evita profiturile neașteptate si reflecta progresul din 2008.

In ansamblu, se estimează ca mai mult de 6 miliarde de cote vor fi alocate industriei in mod gratuit in perioada 2021-2030.

RomCapitah *• Invest*»»



1.3.23. Finanțarea inovării cu emisii reduse de carbon si modernizare^ energetic

Confom Directivei 410/2018, art. 10c Statul membru organizează o procedura de ofertare concurentiala, care sa aiba loc in una sau mai multe runde in perioada 2021-2030, pentru proiectele care presupun un cuantum total al investițiilor de peste 12,5 milioane EUR, pentru a selecta investițiile care urmeaza sa fie finanțate prin alocarea cu titlu gratuit. Procedura respectiva de ofertare concurentiala:

  • (a) respecta principiile transparentei, nediscriminarii, egalitatii de tratament si bunei gestiuni financiare;

  • (b) garanteaza ca sunt eligibile sa concureze numai proiectele care contribuie ia diversificarea mixului energetic si a surselor lor de aprovizionare, la restructurarea, reabilitarea ecologicasi modernizarea necesare infrastructurii, ia tehnologii curate, precum tehnologiile de obținere a energiei din surse regenerabile, sau la modernizarea sectorului de producție a energiei, precum centraleie de termoficare eficiente si durabile, si a sectorului de transmisie si de distribuție a energiei;

  • (c) definește criterii de selecție clare, obiective, transparente si nediscrimînatorii pentru clasificarea proiectelor, astfel incat sa se asigure selectarea numai a proiectelor care:

  • (i)      pe baza unei analize a raportului cost-beneficiu, asigura un câștig net pozitiv in ceea ce privește reducerea emisiilor si un nivel semnificativ prestabilit de reduceri ale emisiilor de COa, ținând cont de dimensiunea proiectului;

  • (ii)     sunt complementare, răspund in mod clar la nevoile de înlocuire si modernizare si nu satisfac o creștere a cererii de energie determinata de piața;

  • (iii)     oferă cel mai bun raport calitate-pret; si

  • (iv)     nu contribuie la sau nu îmbunătățesc viabilitatea financiara a producției de energie electrica cu nivel foarte ridicat de emisii sau nu cresc dependenta de combustibili fosili cu emisii ridicate.

Pana la 30 iunie 2019, orice stat membru care intenționează sa faca uz de alocarea tranzitorie opționala cu titlu gratuit pentru modernizarea sectorului energetic publica un cadru național detaliat in care se stabilesc procedura de ofertare concurentiala, inclusiv numărul planificat de runde menționat la primul paragraf, si criteriile de selecție, in vederea unei consultări publice. In cazul in care investițiile cu o valoare mai mica de 12,5 milioane EUR care urmeaza sa fie sprijinite prin alocarea cu titlu gratuit nu sunt selectate prin procedura de ofertare concurentiala menționata ia prezentul alineat, statul membru selectează proiectele pe baza unor criterii obiective si transparente. Rezultatele procesului de selecție fac obiectul unei consultări publice.

Pe aceasta baza, pana la 30 iunie 2019, statul membru in cauza stabilește, publicași transmite Comisiei o listaa investițiilor. In cazul in care in aceeași instalație se realizează mai multe investiții, acestea se evalueazain ansamblu pentru a stabili daca se depășește sau nu pragul de 12,5 milioane EUR, cu excepția cazului in care investițiile respective sunt, in mod independent, viabile din punct de vedere tehnic sau financiar.

Directiva 410/2018, art. lOd Fondul pentru modernizare

Pentru perioada 2021-2030, se instituie un fond pentru a sprijini investițiile propuse de statele membre beneficiare, inclusiv finanțarea proiectelor de mica anvergura, pentru modernizarea sistemelor energetice si imbunatatirea eficientei energetice din statele membre cu un PIB pe cap de locuitor la preturile pieței mai mic de 60 % din media Uniunii in 2013

RomCapftal ?;

Invest • «

Fondul pentru modernizare este finanțat prin scoaterea 'ertificatelo: la licitație, astfe cum este prevăzut la articolul 10. investițiile care beneficiază de sprijin trebuie sa fie conforme cu obiectivele prezentei directive, precum si cu obiectivele cadrului de politici ale Uniunii privind clima si energia pentru 2030 si cu obiectivele pe termen lung exprimate in Acordul de la Paris.

Nu se acorda niciun sprijin din fondul pentru modernizare altor instalații de producție de energie care utilizează combustibili solizi fosili decât centralelor de termoficare eficiente si durabile din statele membre cu un PIB pe cap de locuitor la preturile pieței sub 30% din media Uniunii in 2013, cu condiția ca un cuantum de certificate de o valoare cel puțin echivalenta sa se utilizeze pentru investiții in temeiul articolului 10c

Cel puțin 70 % din resursele financiare din fondul pentru modernizare se utilizează pentru a se sprijini investițiile in producția si utilizarea energiei electrice din surse regenerabile, imbunatatirea eficientei energetice, cu excepția eficientei energetice legate de producerea de energie cu utilizarea de combustibili fosili solizi, stocarea energiei si modernizarea rețelelor energetice, inclusiv a conductelor centralelor de termoficare, rețelele pentru transportul de electricitate si creșterea interconectărilor dintre statele membre, precum si pentru a sprijini o tranziție echitabilain regiunile dependente de emisiile de dioxid de carbon în statele membre beneficiare, astfel incat sa se sprijine realocarea, recalificarea si imbunatatirea competentelor lucratorilor, educația, inițiativele legate de cautarea unui loc de muncasi start-upurile, in dialog cu partenerii sociali, investițiile in eficienta energeticain transporturi, construcții, agriculturasi deșeuri sunt si ele eligibile.

Fondul pentru modernizare funcționează sub responsabilitatea statelor membre beneficiare. BEI se asigura ca certificatele se liciteazain conformitate cuDirectivasi este responsabila de gestionarea veniturilor. Prin Directiva, se instituie un comitet pentru investiții pentru fondul pentru modernizare. Comitetul pentru investiții se compune din cate un reprezentant al fiecărui stat membru beneficiar, al Comisiei si al BEI si din trei reprezentanți aleși de către celelalte state membre pentru o perioada de cinci ani. El este prezidat de un reprezentant al Comisiei. Cate un reprezentant al fiecărui stat membru care nu este membru a! comitetului pentru investiții poate participa in calitate de observator la reuniunile comitetului. Comitetul pentru investiții actioneazain mod transparent.

înainte de a decide sa finanțeze o investiție din procentajul care le revine din fondul pentru modernizare, statele membre beneficiare prezintă proiectul de investiții comitetului pentru investiții si BEI. In cazul in care BEI confirma ca o investiție se incadreazain domeniile prioritare, statul membru poate trece la finanțarea proiectului de investiții din procentajul care ii revine, in cazul in care o investiție in modernizarea sistemelor energetice, care este propusa sa fie finanțata din fondul pentru modernizare, nu este prioritara, comitetul pentru investiții evalueaza viabilitatea tehnicasi financiaraa investiției respective, inclusiv reducerile de emisii pe care le realizează, si emite o recomandare privind finanțarea investiției din fondul pentru modernizare. Comitetul pentru investiții se asigura ca orice investiție legata de termoficare realizează o îmbunătățire substantialain materie de eficienta energeticasi de reducere a emisiilor. Recomandarea respectiva poate include propuneri privind instrumente de finanțare adecvate. Pana la 70 % din costurile relevante ale unei investiții care nu se incadreazain domeniile prioritare pot fi asigurate din resurse ale fondului pentru modernizare, cu condiția ca restul costurilor sa fie finanțate de entitati juridice private.

In plus, prin art. 10a se insituie Fondul pentru inovare care va sprijini demonstrarea tehnologiilor inovatoare si a inovațiilor inovatoare in industrie. Valoarea fondurilor disponibile va corespunde valorii de piața de cel puțin 450 de milioane de certificate de emisii.

In concluzie, mecanismele de finanțare pot fi sumarizat astfel:

RomCapital

Invest •••






10c Definire proiect:

<12,5 mii euro (alocare directa) sau

>12,5 mii euro (procedura concurentiala)

k

Figura 3 Mecanismele de finanțare prevăzute de Directiva (UE) 2018/420

  • 1.3.3. Stabilirea si fundamentarea transferului de cote intre mecanismele prevăzute de Directiva EU-ETS 2003/87/CE revizuita prin Directiva (UE) 2018/410 si a ghidurilor/instructiuniior emise de Comisia Europeana

In conformitate cu Directiva 410/2018 orice stat membru poate utiliza toata alocarea acordata cu titlu gratuit in temeiul articolului 10c alineatul (4) sau o parte din alocarea respectivasi cuantumul certificatelor distribuite pentru solidaritate, dezvoltare si interconectare in cadrul Uniunii, in conformitate cu articolul 10 alineatul (2) iitera (b), sau o parte din cuantumul respectiv, in conformitate cu articolul lOd, pentru a sprijini investițiile din cadrul fondului pentru modernizare, contribuind astfei la creșterea resurselor distribuite statului membru respectiv. Pana la 30 septembrie 2019, statul membru in cauza notificaComisiei cuantumuriie respective de certificate care urmeaza sa fie utilizate in conformitate cu articolul 10 alineatul (2) litera (b), cu articolul 10c si cu articolul lOd.

In perioada curenta, stabilirea si fundamentarea transferului de cote s-a realizat prin Hotararea nr. 1096/2013 pentru aprobarea mecanismului de alocare tranzitorie cu titlu gratuit a certificatelor de emisii de gaze cu efect de sera producătorilor de energie electrica, pentru perioada 2013-2020, inclusiv Planul național de investiții.

In conformitate cu HG 1096/2013 Ministerul Economiei, prin Departamentul pentru Energie, gestionează contravaloarea certificatelor de emisii de gaze cu efect de sera alocate tranzitoriu cu titlu gratuit, precum si implementarea Planului național de investiții.

Lista instalațiilor eligibile pentru alocare tranzitorie cu titlu gratuit, deținute de producătorii de energie electrica, inclusiv numărul de certificate de emisii de gaze cu efect de sera alocate tranzitoriu cu titlu gratuit, pentru perioada 2013-2020, in condițiile Deciziei Comisiei C(2012) 4564 final din 6 iulie 2012, este prevazutain anexa nr. 1 la HG.


Rom Ca pi tal:

Invest:***                                       p

Certificatele de emisii de gaze cu efect de sera alocate tranzitoriu cu titlu gratuit sunt emise ii operatorului din Registrul unic numai după efectuarea dovezii plătii contravalorii acestora.

Certificatele de emisii de gaze cu efect de sera alocate tranzitoriu cu titlu gratuit care nu se emit in contul operatorilor prevazuti in HG sunt licitate pe platforma comuna EEX, conform Ordonanței de urgenta a Guvernului nr. 115/2011 privind stabilirea cadrului instituțional si autorizarea Guvernului. Contravaloarea certificatelor de emisii de gaze cu efect de sera alocate tranzitoriu cu titlu gratuit este stabilita utilizând un preț de piața de referința pentru un certificat de emisii de gaze cu efect de sera pentru fiecare transa, in condițiile Deciziei Comisiei C (2012) 4564 final din 6 iulie 2O12.Pretul de piața de referința pentru un certificat de emisii de gaze cu efect de sera este determinat de doua ori pe an, la 1 aprilie si 1 octombrie.

Certificatele de emisii de gaze cu efect de sera alocate tranzitoriu cu titlu gratuit, emise in contul operatorului, pot fi utilizate de către acesta conform legislației din domeniul schemei de comercializare a certificatelor de emisii de gaze cu efect de sera.

Planul național de investiții cuprinde investiții pentru modernizarea sectorului energetic, in condițiile Deciziei Comisiei C (2012) 4564 final din 6 iulie 2012 si ale Deciziei Comisiei C (2012) 8776 final din 5 decembrie 2012.Planul național de investiții are o valoare mal mare sau cel puțin egala cu contravaloarea certificatelor de emisii de gaze cu efect de sera alocate tranzitoriu cu titlu gratuit.

Finanțarea nerambursabila se acorda numai beneficiarilor si investițiilor prevăzute in Planul național de investitii.lnvestitiile finanțate nerambursabil trebuie puse in funcțiune pana cel mai târziu in semestrul I al anului 2020. Procesele-verbale de recepție a punerii in funcțiune, pentru investițiile din Planul național de investiții, trebuie sa conțină referiri privind realizarea indicatorilor tehnici de performanta.lnvestitiile induse in Planul național de investiții primesc finanțare nerambursabilain procent de 25% din valoarea cheltuielilor eligibile, in baza unor contracte de finanțare si in limita fondurilor disponibile, in funcție de ordinea in care este solicitatasi aprobata finanțarea.

Finanțarea nerambursabila se face ex-post pe baza documentelor justificative anexate cererii de rambursare.Beneficiarii investițiilor prevăzute in Planul național de investiții au obligația sa raporteze anual Departamentului pentru Energie stadiul derulării investițiilor sau intențiile privind derularea investițiilor, precum si reducerea emisiilor de dioxid de carbon realizata ca urmare a punerii in funcțiune a investițiilor.

La punerea in funcțiune a unei investiții care reprezintă o noua capacitate de producție a energiei electrice, se scoate din funcțiune o capacitate existenta echivalenta cu 25% din capacitatea pusain funcțiune, cel mai târziu in anul următor anului punerii in funcțiune a noii capacitati de producție a energiei electrice.

Precizam ca aceasta descriere se refera la aplicarea Fazei 3, in Romania. In ceea ce privește Faza 4 (adica aplicarea Directivei 4010/2018), Romania nu a stabilit si fundamentat modul de realizare a transferului de cote intre mecanismele prevăzute in Directiva, insa apreciem ca nu vor exista diferente semnificative.

  • 1.4. Programul Termoficare Confort

Guvernul României a aprobat, in ședința din 25 iunie, printr-o Ordonanța de urgenta, Programul Termoficare, program multianual de finanțare a investițiilor pentru modernizarea, reabilitarea, retehnologizarea si extinderea sau înființarea sistemelor de alimentare centralizata cu energie termica

RomCapital

Invest

ale localităților si pentru modificarea si completarea Legii serviciilor comunitare de utilitati publice nr. 51/2006.

Este vorba de instituirea unui nou program de finanțare, denumit Programul Termoficare, cu caracter multianual, prin care lucrările de investiții sa se realizeze eficient.

Astfel, se propune extinderea finanțărilor acordate, de la reabilitarea sistemelor de alimentare centralizata cu energie termica, pana la modernizarea si dezvoltarea celor existente si infiintarea altora întrucât starea tehnica a centralelor de producere a energiei termice este precara, majoritatea avand durata de viata expiratasi o capacitate supradimensionata, raportat la necesarul actual de consum de energie termica.

Prin Programul Termoficare vor fi finanțate lucrări de investiții, pentru modernizarea/ extinderea sau înființarea sistemelor de alimentare centralizata cu energie termicain:

  • •  unitatea/unitatile de producție a agentului termic;

  • •  rețeaua de transport al agentului termic primar (apa fierbinte);

  • •  punctele de termoficare sau modulele termice la nivel de imobil, acolo unde se justifica economic;

  • •  rețeaua de distribuție a apei calde si a agentului termic de încălzire.

Lucrările de investiții din Programul Termoficare vor avea finanțarea asigurata din următoarele surse:

  • •  transferuri de la bugetul de stat;

  • •  transferuri din sumele gestionate de Administrația Fondului pentru Mediu, din valorificarea la licitație a certificatelor de emisii de gaze cu efect de sera atribuite României la nivelul Uniunii Europene, potrivit prevederilor art. 10, alin. (1) din Ordonanța de urgenta a Guvernului nr. 115/2011 privind stabilirea cadrului instituțional si autorizarea Guvernului, prin Ministerul Finanțelor Publice, de a scoate la licitație certificatele de emisii de gaze cu efect de sera atribuite României la nivelul Uniunii Europene; valoarea sumelor transferate de la Administrația Fondului pentru Mediu este de 400 de milioane de lei, fiind fundamentata pe disponibilul declarat in luna februarie 2019;

  • •   bugetele locale.

Sumele vor fi alocate in baza evaluării indeplinirii condițiilor de conformitate si eligibilitate a proiectelor care vor fi depuse de unitățile administrativ-teritoriale interesate sa participe la Program, iar proiectele depuse vor fi ierarhizate in baza următoarelor criterii:

  • •  intre 0 si 40 de puncte, in funcție de economia de energie/reducerea emisiilor de gaze cu efect de sera realizata ca urmare a implementării proiectului, exprimatain tone de echivalent petrol/an si tone de dioxid de carbon echivalent /an;

  • •   intre 0 si 20 de puncte, raportat la eficienta investiției, respectiv raportul intre valoarea totala a investiției si economia de energie/reducerea emisiilor de gaze cu efect de sera obtinuta prin exploatarea instalațiilor realizate in cadrul proiectului pe durata de recuperare a investiției, exprimatain lei/tona de echivalent petrol si lei/tona de dioxid de carbon echivalent;

  • •  intre 0 si 20 de puncte, corespunzătoare ratei de bransare la sistemul centralizat de termoficare (numărul actual de apartamente bransate/numarul de apartamente branșate inițial).

RomCapital; J*e

Invest: • • •

• intre 0 si 20 de puncte, raportat ia capacitatea flnam iara a unitatii adminis rativ - teritoriale beneficiare, calculata potrivit formulei prevăzute la art. 33, alin. (2), lit. a) din Legea nr. 273/2006 privind finanțele publice locale, cu modificările si completările ulterioare.

întrucât unele unitati administrativ-teritoriale care au beneficiat de finanțare in cadrul programului "Termoficare 2006-2020 caidurasi confort" au programat investiții in derulare, prin proiectul de act normativ se prevede ca, in cadrul noului program, vor fi continuate investițiile in curs.

In prezent, Programul "Termoficare 2006-2020 caidurasi confort" este finanțat anual, ceea ce presupune o activitate de analiza, evaluare a proiectelor si, mai ales, încheierea contractelor de finanțare in fiecare an calendaristic, fara asigurarea unei predictibilitaf a finalizării investițiilor.

  • 1.5.Parteneriat public - privat (PPP)

  • 1.5.1.  Prevederi legale PPP

In România, parteneriat public-privat - PPP este reglementat prin OUG nr. 39/2018 privind PPP. Astfel, conform ordonanței, PPP are ca obiect realizarea sau, după caz, reabilitarea si/sau extinderea unui bun sau a unor bunuri care vor aparține patrimoniului partenerului public si/sau operarea unui serviciu public. Partenerul privat asigura finanțarea necesara realizării investițiilor din resurse proprii si/sau din resurse atrase din partea unor finanțatori.

PMP poate contribui la finanțarea realizării investițiilor cu resurse financiare publice provenind inclusiv din fonduri externe nerambursabile post-aderare si din contribuția naționala aferenta acestora, in condițiile prevăzute de legislația naționala si cea a Uniunii Europene.

Cota de contribuție a partenerului public la finanțarea realizării investițiilor dintr-un contract de PPP reprezentata de resurse financiare de alta natura decât fonduri externe nerambursabile si contribuția naționala aferenta unor astfel de fonduri, nu poate depăși 25% din valoarea totala a investiției, ținând cont de sustenabilitatea proiectului. Sustenabilitatea proiectului reprezintă posibilitatea generica a proiectului de a mobiliza resursele financiare necesare acoperirii costurilor.

Un proiect este considerat finanțabil daca structura sa tehnica, financiara si juridica permite, in condițiile pieței, atragerea de credite si/sau a altor resurse financiare in vederea asigurării finanțării proiectului pe toata durata de viata a acestuia.

Eficienta economica a proiectului este demonstrata prin intocmlrea si includerea, in cadrul studiului de fundamentare si a unei analize cost-beneficiu.

Durata contractului de parteneriat public-privat se stabilește, in principal, in funcție de perioada de amortizare a investițiilor ce urmeaza sa fie realizate de către societatea de proiect si in funcție de modalitatea de finanțare a acestor investiții.

  • 1.5.2.  Aplicabilitate

RomCapital

In vest


Organizația pentru Cooperare si Dezvoltare Economica (OCDE) definește parteneriatele publifepriȘ^â^^ fiind „angajamente contractuale pe termen iung intre guvern si un partener privat, in temeiul cărora'


acesta din urma prestează si finanteaza servicii publice utilizând un activ fix, cu partajarea riscurilor asociate". Conform acestei definiții vaste, parteneriatele public-privat pot fi concepute pentru a îndeplini o gama larga de obiective in diverse sectoare si pot fi structurate sub diferite abordări.

Parteneriatele public-privat nu diferă, ca natura si rezultatele pe care le produc, de proiectele atribuite in mod tradițional, insa prezintă unele diferente in ceea ce privește gestionarea proiectelor si a contractelor rezultate. Principala diferența dintre parteneriatele public-privat si proiectele tradiționale consta in faptul ca, in primul caz, riscurile sunt partajate intre partenerul public si cel privat, in principiu, riscurile aferente unui proiect realizat in cadrul unui parteneriat public-privat artrebui alocate pârtii care este cea mai in măsură sa le gestioneze, scopul fiind acela de a obține un echilibru optim intre transferul riscurilor si compensația acordata pârtii care Isi asuma riscurile respective. Partenerul privat răspunde adesea de riscurile legate de proiectarea, construcția, finanțarea, gestionarea si mentenanta infrastructurii in cauza, in timp ce partenerul public isi asuma, de regula, riscuri la nivel de reglementare sau de politica.

Cea mai frecventa forma de parteneriat public-privat este contractul de tipul „proiectare - construire -finanțare - operare” (Design-Build-Finance-Operate - DBFO). In cadrul unui astfel de contract, toate etapele unui proiect sunt încredințate partenerului din sectorul privat, începând cu faza de concepție pana la construcția, gestionarea si mentenanta infrastructurii, inclusiv mobilizarea de fonduri. Aceasta perspectiva pe termen lung este cunoscuta sub denumirea de „abordare bazata pe toata durata de viata".

Acest model investitional va imbraca forma juridica a parteneriatului-public privat, întrucât finanțarea investiției se va realiza din fondurile partenerului privat. Așadar, legea aplicabila acestui model investitional este OUG nr. 39/2018, iar atribuirea contractului va fi realizata fie prin achiziție publica, fie prin concesiune, in funcție de modalitatea de repartizare a riscului de operare.

In cadrul acestui modei investitional, proiectul va fi derulat prin intermediul unei societăți de proiect, iar nu direct de către partenerul privat. Societatea de proiect poate avea capitai integral privat sau poate avea capital mixt, privat si public, in ipoteza in care se va încheia un parteneriat instituțional.

1.5.3. Pro & Cons

Parteneriatele public-privat sunt implementate in principal pentru a se obține unele beneficii potențiale care nu pot fi obținute prin procedurile tradiționale de achiziții. Printre aceste beneficii se numără:

  • •   concretizarea mai rapida a unui program de investiții planificate, întrucât parteneriatele public-privat pot pune ia dispoziție o finanțare suplimentara semnificativa, complementara pachetelor bugetare tradiționale;

a posibilitatea unor câștiguri de eficienta in ceea ce privește implementarea proiectelor prin faptul ca acestea pot fi finalizate mai rapid;

  • •   posibilitatea partajării riscurilor cu partenerul privat si optimizarea costurilor pe toata durata de viata a proiectelor;

  • •   posibilitatea asigurării unui nivel mai bun privind serviciile si mentenanta fata de cel asigurat de proiectele tradiționale, gratie acestei abordări bazate pe toata durata de viata;

RomCapital;J*a

Invest •••

  • •   posibilitatea combinării expertizei din secto ui public cu ce. din sectorul privat in ; efic ic mod cu putinta, in vederea realizării unei evaluări aprofundate a proiectelor si in vederea optimizării ampîorii acestora.

Proiectele de parteneriat public-privat care combina fonduri UE cu resurse financiare private sunt denumite parteneriate public-privat cu finanțare mixta. Prin includerea de fonduri UE intr-un astfel de parteneriat, proiectul poate fi astfel mai accesibil din punct de vedere financiar pentru sectorul public ca urmare a diminuării nivelurilor de finanțare necesare.

Cu toate acestea printr-un raport al Curții Europene de Conturi s-au identificat o serie de lipsuri si s-au formulat recomandări, după cum urmeaza:

» este necesara imbunatatirea cadrul juridic si instituțional pentru gestionarea unor astfel de proiecte.

  • •  trebuie sa se identifice si sa propună dispoziții contractuale standard care sa limiteze posibilele costuri suplimentare care trebuie plătite de partenerul public;

  • •   autoritatile ar trebui sa evalueze orice renegociere anticipata a contractului pentru a se asigura ca eventualele costuri rezultate care trebuie suportate de partenerul public sunt justificate in mod corespunzător si sunt in conformitate cu principiile optimizării resurselor.

  • •  autoritatile ar trebui sa isi fundamenteze alegerea de a utiliza parteneriate public-privat pe analize comparative temeinice, precum si pe abordări adecvate care sa asigure faptul ca aceasta opțiune este selectata numai daca se dovedește a avea cel mai bun raport costuri-beneficii chiar si in condițiile unor scenarii pesimiste;

° autoritatile ar trebui sa stabiieasca politici si strategii clare in materie de parteneriate public-privat, care sa identifice in mod clar rolul pe care acestea din urma ar trebui sa il joace in cadrul politicilor naționale de investiții in infrastructura, cu scopul de a identifica sectoarele in care aceste parteneriate public-privat sunt soluția cea mai adecvata;

  • •  trebuie sa exite o corelare a sprijinului din partea UE pentru proiectele de parteneriat public-privat justificata de considerente ce tîn de raportul costuri-beneficii;

  • •  ar trebui sa se imbunatateasca transparenta prin publicarea in mod periodic a unor liste cu proiectele implementate in parteneriat public-privat, liste care sa includă date suficiente si pertinente cu privire la activele finanțate, la angajamentele viitoare si la tratamentul lor in bilanțul contabil, asigurând in același timp protecția datelor confidențiale si sensibile din punct de vedere comercial;

• sunt necesare masuri de simplificarea normelor si a procedurilor relevante ale programelor UE care vin in completarea PPP.

Tabel SParteneriatele public-privat realizate cu sprijinul UE in perioada 2000-2014, mii. euro

Tari

Numărul proiecte

de Costul total

Contribuția UE

Procent contribuția UE

din

Grecia

8

6.806

3.301

58,53%

Portugalia

3

2.379

564

10,00%

Franța

21

9.856

324

5,74%

RomCapital Invest

• •• •••

Spania

4

2.422

311

5,51%

Polonia

4

388

272

4,82%

Germania

14

2.147

254

4,50%

Italia

6

553

210

3,72%

Regatul Unit

3

2 212

110

1,95 %

Belgia

2

686

101

1,79 %

Irlanda

3

1.286

81

1,44%

Lituania

3

99

40

0,71%

Slovenia

10

52

36

0,64%

Croația

1

331

20

0,35%

Malta

1

21

12

0,21 %

Estonia

1

4

4

0,07%

Total general

84

29.242

5.640

100,00%



Sursa: Tabel întocmit de Curtea de Conturi Europeana, pe baza datelor furnizate de Comisie, de către statele membre selectate. Sursele contribuției din partea UE sunt următoarele: FEDR, Fondul de coeziune, Fondul Marguerite, LGTT si JESSICA. Pentru 13 state membre, nu a existat sprijin din partea UE pentru parteneriate public-privat.

  • 1.5.4. Tendințe - studii de caz soluții WASTE TO ENERGY

Incinerarea este o metoda de eliminare a deșeurilor prin arderea lor. Este una din metodele de tratare termica a deșeurilor. In urma incinerării se obțin căldură, gaze, abur si cenușa. Incinerarea poate fi practicata în instalații mici, individuale sau la scara industriala. Pot fi incinerate atat deseurile solide, cat si cele lichide sau gazoase.

Metoda este preferata in locurile unde nu se dispune de teren pentru rampe si la eliminarea anumitor deșeuri periculoase, cum sunt cele biologice provenite din activitati medicale, insa la nivel industrial este controversata, din cauza poluantilor gazosi, in special dioxine (dibenzodioxine policlorinate — PCDD si benzofurani policlorinati — PCDF) produși prin ardere.

instalațiile de incinerare sunt cuptoare prevăzute cu focare cu gratar cu împingere directa sau răsturnata, cuptoare rotative, cuptoare verticale, focare cu ardere in strat fluidizat sau cu ardere in suspensie. Ele pot trata (arde) deșeuri cu putere calorifica mica, de doar 10 MJ/kg. In ultima perioada se discuta despre coincinerarea deșeurilor. In acest caz deseurile sunt arse in focarele marilor cazane energetice sau in cuptoarele de ciment, in amestec cu combustibilul uzual al acestora.

Ponderea deșeurilor in amestecul combustibil este de cca. 10%, Termenul de „coincinerare" se aplica in cazul in care arderea amestecului combustibil care conține si deșeuri nu deturnează instalația de ardere de la utilizarea sa obișnuita.

RomCapital = • •,

Invest ■ • •

Din informațiile disponibile, Consultantul a sintetizat 2 studii de caz privind Instalațiile de Valorificare-' Energetica. Principalele caracteristici ce au putut fi extrase, sunt prezentate mai jos:

Tabel 7lnformatii relevante Caz 1 - Suedia

Informații relevante Caz 1 - Suedia

Valori

categorii deșeuri / combustibil acceptate

deșeuri municipale - MSW, deșeuri industriale - CIW, RDF, deșeuri lemnoase (pt. pornire)

BIO - combustibil

cantitate deseu/alt combustibil calitatea combustibil (grad uscare daca este cazul, respectiv daca sunt disponibile facilitați necesare pentru a atinge gradul de uscare)

480.000 tpa de MSW sortat si CIW transf. in RDF pe șantier Umezeala nominala (interval):

RDF: 41,8 (18-47)

Lemn reciclat: 30 (20 - 40)

BIO - combustibil: 45 (25 - 55)

energie rezultata

electrica: 50 MWe

termica: 100 MWt de la condensatorul turbina 30 MWth de la condensatorul gazelor de ardere

Tabel 8lnformatii relevante Caz 1 - Suedia

Informații relevante Caz 2 - Marea Britanie si Irlanda

Valori

categorii deșeuri / combustibil acceptate

Slam, lemn

Lemn demolări, scoarța

Lemn reciclat, așchii de lemn Turba

MSW, CIW

Scoarța, rumeguș

cantitate deseu/alt combustibil calitatea combustibil (grad uscare daca este cazul, respectiv daca sunt disponibile facilitați necesare pentru a atinge gradul de uscare)

350.000 tpa

energie rezultata

electrica: 1,8 MWe termica: 700 MWt

In Europa soluțiile de acest tip prezintă o serie de avantaje, precum:

* Disponibilitate ridicata a deșeurilor locale netratate si import de RDF, pana la 88-90%.

» Costurile de întreținere sunt prognozate a fi mai mici.

RomCapital-:J*e

nvest •••


  • •  Eficienta semnificativ mai mare a producției de energie, intre 30-32%.

  • •  Cantitate mai mica de C02/MWh si venituri mai mari din energie.

  • •   Pierderi minime de combustibil ia pregătirea combustibilului.

  • •  Consumabile reduse - emisii foarte mici de CO, NOxsi SO2.

Consideram ca pentru Municipiul Ploiești trebuie investigata opțiunea arderii de deșeuri si din alte județe, asa încât sa poata fi valorificata la maximum o astfel d esolutie. Ca prim pas in acest demers, trebuie revăzute Planurile Județene de Gestionare a deșeurilor, actualizata situația prin re-evaluarea cantitatflor si efectuata o analiza de opțiuni in cadrul unui Studiu de Fezabilitate. Daca exista interes din partea factorilor decidenti, este necesara si o analiza a cadrului instituțional, mai ales daca aria de acoperire a unui astfel de proiect se întinde pe mai multe județe.

  • 2. Revizie Ia anliza tehnica

    • 2.1. Indicatori de sustenabilitate

Pentru finanțarea oricărei lucrări de investie privind iniocuirea / reabilitarea /modernizarea oricărei parti componenete a SACET: surse de producere a energiei termice, rețele termice primare si secundare, este necesar a se respecta anumit! indicatori de sustenabilitate.

Din punct de vedere al surselor, in strategie s-au analizat mai multe soluții de echipare pe termen scurt si termen lung, stabi!indu-se investițiile necesare, ținând cont de cel mai bun raport calitate - preț. Dimensionarea surselor a tinut seama de necesitatea acoperirii curbei clasate de consum anual de energie termica pe întreaga perioada de analiza, respectiv de 20 de ani, in condițiile in care producția de energie termica se reduce anual prin implementarea masurilor de economisire a energiei termice stabilite prin Directiva 2012/27/CE. Investițiile in sursele de producere a energiei termice contribuie la realizareaindicatorilor de sustenabilitate SACET asa cum aceștia au fost definiți in Directiva 2012/27/CE, si anume: randamentul global sa fie mai mare de 70%, iar economia de energie primara/combustibiîtrebuie sa fie de minimum 10%.

Sursele existente asigura la limita aceste cerințe,dar au durata de viata foarte mare (peste 50 de ani) si prin urmare prezintă uzura morala ridicata.ln prezent exista tehnologii de producere a energiei in cogenerare cu eficienta mult mai ridicata. Soluțiile propuse in cadrul acestei Strategii spre a fi instalate si puse in funcțiune pana in anul 2024 au randamente peste 84%, iar economia de energie primara va fi peste 20-26%. Proiectele privind sursele de producere a energiei termice, valoarea investillor, efectele tehnice si financiare a acestora sunt prezentate in fisele de proiect nr.1.1,1.2, 2.1, 2.2,2.3 si 3.

  • 2.1.1. Rata de bransare

Indicatorii de sustenabilitate din punctul de vedere al rețelelor termice sunt:

a) Nivelul pierderilor de energie termica

Rețelele termice se considera ca fiind sustenabile daca pierderile de căldură sunt de maxim 15%. In respectarea acestui parametru trebuie avute in vedere întinderea rețelelor si diametrul conductelor.

RomCapital

Invest:


Exista cazuri când,procentual, pierdereaestemai marede 15%, insa in valoare absoluta,acestea sunt la nivelul pierderilor teoretice. Aceasta situație este posibila in cazul unui consum redus de energie termica, deci supradimensionarea conductelor, precum siin cazul unei lungimi mari de conducte termice pentru alimentarea consumatorilor.

b) Rata de bransare

1. Rata de bransare la nivelul rețelelor termice

Rata de bransare reprezintă numărul de consumatori care in prezent sunt racordați la rețelele termice primare si secundare, raportat la numărul de consumatori inițial racordați. Rata de bransare este afectata de debransare a consumatorilor, fenomen temperat in cazul SACET Ploiești.

Rata de bransare se va calcula/stabili pentru consumatorii casnici(aparatmente) si per total pentru consumatori casnici si noncasnici, ia nivelul fiecărui punct termic si modul termic, percum si la nivelul fiecărei magistrale si total SACET.

Calculele vor fi actualizate la nivelul realizărilor din anul 2018. Pentru stabilirea influentei consumatorilor non-casnici asupra ratei de bransare, consumul aferent acestora se asimilează unui număr de apartamente echivalente. Numărul de aparatmente echivalente se Stabilește prin împărțirea consumului realizat de către fiecare consumator non-casnic, la consumul mediu anual de energie termica realizat la nivel de aparatment. Consumul mediu anual la nivel de apartament realizat in anul 2018 a fost de 6,92 Gcal/an.

Rezultatul calculelor este prezentat in continuare:

Tabel 9 Rate de bransare pe magistrala l

Punct termic

Nr. apt. branșate in prezent

Nr.apt. branșate inițial

Grad de bransare

consumator

i casnici (%)

Consum en.termica consum, non-casnici

Gcal/an

Nr. apt.

Echiv.

Grad de bransare total (cons. Casnici si non-casnici)

(%)

PT4NORD

1.134

1380

82,17%

283,41

41

82,69%

PT 5 NORD

759

927

81,88%

186,67

27

82,39%

PT 6 NORD

799

950

84,11%

0

0

84,11%

PT 7 NORD

1.229

1460

84,18%

20,66

3

84,21%

PT 8 NORD

442

568

77,82%

940,25

136

82,10%

PT 9 NORD

602

680

88,53%

39,57

6

88,63%

PT 10 NORD

636

760

83,68%

2,18

0

83,69%

PT1VEST

1.067

1184

90,12%

238,54

34

90,40%

PT 2 VEST

967

1194

80,99%

38,68

6

81,08%

PT 3 VEST

784

1015

77,24%

0,84

0

77,24%

PT4VEST

800

890

89,89%

197,96

29

90,20%

RomCapîtal • Invest i•- •

PT5VEST

531

674

78,78%

970,25

140

82,44%

PT 7 VEST

829

904

91,70%

278,83

40

92,06%

PT 14 VEST

698

876

79,68%

0

0

79,68%

PT 17 VEST

473

556

85,07%

0

0

85,07%

PT 7 MALU ROȘU

681

862

79,00%

501,31

72

80,63%

PT 10 MALU ROȘU

957

1159

82,57%

0

0

82,57%

PT 8-23 AUGUST

164

211

77,73%

8,50

1

77,85%

PT 22 VEST

919

1160

79,22%

31,23

5

79,30%

SPIT. JUDEȚEAN PLOIEȘTI

0

0

0

209,08

30

100,00%

Baza Sportiva Conpet li Ploiești

0

0

0

201,73

29

100,00%

viodul Școala lenachita

Vacarescu

0

0

0

127,82

18

100,00%

Modul Confecția Vest

0

0

0

63,73

9

100,00%

Modul Bloc Caiarasi 5A

19

19

100,00%

0

0

100,00%

Total mag.l Vest

15.865

19.027

83,38%

5.735,00

829

84,08%

Tabel lORate de bransare pe magistrala II

  • 2.Rata de bransare Magistrala II Sud

    Nr. apt.

    Nr.apt.

    Grad de

    Consum

    Nr. apt.

    Grad de

    Punct termic

    branșate in prezent

    branșate inițial

    bransare

    consumatori casnici (%)

    en.termica consum, non-casnici

    Gcal/an

    Echiv.

    bransare total (cons. Casnici si non-casnici)

    (%)

    PT 1-9 MAI

    414

    473

    87,53%

    37,02

    5

    87,67%

    PT2-9MAI

    844

    1026

    82,26%

    311,40

    45

    83,01%

    PT3-9MAI

    1.167

    1.306

    89,36%

    21,20

    3

    89,38%

    4-9 MAI

    1.039

    1.218

    85,30%

    180,36

    26

    85,61%

    5-9 MAI

    578

    677

    85,38%

    32,18

    5

    85,48%

    Locomotiva

    81

    94

    86,17%

    109,57

    16

    88,16%

    1 Calea București

    970

    1.086

    89,32%

    368,37

    53

    89,82%

    2 Calea București

    1.345

    1.520

    88,49%

    54,98

    8

    88,55%

RomCapital i • •, Investi


Bloc 32D

20

20

100,00%

0

0

100,00%

Bloc32E

20

20

100,00%

0

0

100,00%

Bloc 32C

20

20

100,00%

0

0

100,00%

Bloc 328

20

20

100,00%

0

0

100,00%

BIOC30A

20

20

100,00%

0

0

100,00%

BIOC30B

20

20

100,00%

0

0

100,00%

Bloc30C

20

20

100,00%

0

0

100,00%

BIOC30D

20

20

100,00%

0

0

100,00%

BlocCFR

12

12

100,00%

0

0

100,00%

Bloc30F

20

20

100,00%

0

0

100,00%

Bloc 30G

20

20

100,00%

0

0

100,00%

Bloc 30E

20

20

100,00%

0

0

100,00%

Bloc 32A

20

20

100,00%

0

0

100,00%

Total magistrala II SUD

6.690

7.652

87,43%

1.157,07

167

87,70%

Tabel 11 Rata de bransare magistrala III

3. Rata de bransare magistrala III Vest

Nr. apt.

Nr.apt.

Grad de

Consum

Nr. apt.

Grad de

Punct termic

branșate in prezent

branșate inițial

bransare

consumatori casnici (%)

en.termica consum.

non-casnici

Gca!/an

Echiv.

bransare total (cons. Casnici si non-casnici)

(%)

Centrul Militar Zonal

0

0

0

435,41

63

100,00%

PT15 Cring

66

114

57,89%

0

0

57,89%

PT50C

40

40

100,00%

13,74

2

100,00%

2 republicii

1.058

1.167

90,66%

839,61

121

91,54%

Spitalul de boli infectioase

0

0

0

291,80

42

100,00%

4 republicii

228

272

83,82%

0

0

83,82%

5 republicii

568

665

85,41%

15,47

2

85,46%

5 republicii

530

660

80,30%

24,85

4

80,41%

7 republicii

1.281

1.510

84,83%

176,98

26

85,09%

RomCapital • <

Investj**»



12 republicii

465

PT6VEST

985

PT15 VEST

490

PT8-VEST

1.030

PT9-VEST

1.265

PT 10-VEST

1.159

PT 11 - VEST

1.219

PT 12 VEST

392

PT 5 MALU ROȘU

744

PT 6 MALU ROȘU

976

PT 1 MALU ROȘU

1.521

PT 2 MALU ROȘU

825

PT 3 MALU ROȘU

1.116

PT 4 MALU ROȘU

453

PT8 MALU ROȘU

1.118

PT 16 MALU ROȘU

870

PT 17 MALU ROȘU

290

PT 18 MALU ROȘU

711

PT 11 MALU ROȘU

0

PT 12 Cring

0

Total mag,III VEST

19.400


608

76,48%

248,09

1030

95,63%

3,84

538

91,08%

0

1.176

87,59%

0

1.404

90,10%

391,80

1.422

81,50%

220,86

1.547

78,80%

54,98

432

90,74%

15,27

1.005

74,03%

54,79

1.204

81,06%

0

1.788

85,07%

328,33

986

83,67%

594,81

1.308

85,32%

258,17

598

75,75%

319,64

1.280

87,34%

45,94

977

89,05%

136,24

320

90,63%

0

784

90,69%

173,13

0

0

1.988,62

0

0

339,17

E2.835

84,96%

6.971,53


36


57


32


47


86


37


46


20


25


287


49


1.007


95,63%


91,08%


87,59%


90,48%


81,91%


78,91%


90,79%


74,23%


81,06%


85,45%


84,98%


85,73%


77,49%


87,41%


89,26%


90,63%


90,98%


100,00%


100,00%


85,59%


Tabel 12 Rata de branșate pe magistrala IV


4. Rata de bransare magistrala IV Centru

Punct termic

Nr. apt. branșate in prezent

Nr.apt. branșate iniția!

Grad de bransare consumatori casnici (%)

Consum en.termica consum, non-casnici

Gcai/an

Nr. apt.

Echiv.

Grad de bransare totai (cons. Casnici si non-casnici)

(%)

8 republicii

471

549

85,79%

138,32

20

86,29%

11 republicii

497

640

77,66%

225,69

33

78,74%

PT 123 AUGUST

638

761

83,84%

197,08

28

84,42%


RomCapitalî • • Invest i • •

13 DEMOCRAȚIEI

127

180

70,56%

495,83

72

78,94%

16 DEMOCRAȚIEI

296

363

81,54%

984,32

142

86,74%

18 Democrației

902

992

90,93%

748,99

108

91,82%

1 CENTRU

347

466

74,46%

743,90

103

79,25%

PT 2 CENTRU

575

638

90,13%

403,81

58

90,95%

PT 3 CENTRU

449

515

87,18%

597,62

86

89,02%

PT 4-CENTRU

446

564

79,08%

629,44

91

81,98%

PT 13 CENTRU

221

272

81,25%

997,87

144

87,75%

PT 12-23 AUGUST

696

855

81,40%

595,04

86

83,10%

PT 8 CENTRU

226

250

90,40%

81,78

12

90,83%

9 CENTRU

145

164

88,41%

197,29

29

90,13%

7 CENTRU

0

0

0,00%

2.458,46

355

100,00%

UZUC

333

342

97,37%

0,58

0

97,37%

3 SUD

372

421

88,36%

342,70

50

89,59%

Serviciu! Public Finanțe

Locale

0

0

0,00%

76,42

11

100,00%

5 SUD

600

788

76,14%

18,40

3

76,22%

14 Democrației

666

798

83,46%

167,10

24

83,94%

PT 11 CENTRU

289

396

72,98%

628,52

91

78,02%

CN MIHAI VITEAZUL

PLOIEȘTI

0

0

0,00%

674,87

98

100,00%

SPITALUL DE PEDIATRIE

PLOIEȘTI policlinica

0

0

0,00%

94,72

14

100,00%

PT 12 Centru

52

146

35,62%

5,02

1

35,93%

A.D.P.P.

0

0

0,00%

70,69

10

100,00%

Inspectoratul Teritorial

de Munca Prahova

0

0

0,00%

101,69

15

100,00%

Liceul Teoretic Alexandru

ICuza

0

0

0,00%

340,59

49

100,00%

Școala nr. 14 Sf. Vasile

0

0

0,00%

282,10

41

100,00%

SPIT.PEDIATRIE PL

0

0

0,00%

322,48

47

100,00%

Liceul de Arta

0

0

0,00%

688,24

99

100,00%

CN I.L. Caragiale

0

0

0,00%

817,05

118

100,00%

RomCapital i 9 Invest

Grădiniță cu Program

Normal „Crai Nou"

0

0

0,00%

46,47

7

<iaț£oo£

Bloc Urban

39

39

100,00%

75,49

11

100,00%

Modul Radu Stanian

0

0

0,00%

188,33

27

100,00%

Modul Cantacuzino nr 26

16

20

80,00%

0

80,00%

SPFL Arhiva

0

0

0,00%

6,58

1

100,00%

ASSC

0

0

0,00%

932,15

135

100,00%

Modul casa sindicatelor

0

0

0,00%

170,20

25

100,00%

Total Magistrala IV

8.403

10.159

82,71%

15.545,818

2.247

85,84%

Centru

Tabel 13 Rata de branșate pe magistrala V

6. Rata de bransare magistrala V Mihai Bravu

Nr. apt.

Nr.apt.

Grad de

Consum

Nr. apt.

Grad de

Punct termic

branșate in

prezent

branșate inițial

bransare consumatori casnici (%)

en,termica consum, non-casnici

Gcal/an

Echîv.

bransare total (cons. Casnici si non-casnici)

(%)

1 MIMAI BRAVU

881

1.070

82,34%

20,39

3

82,38%

2 MIMAI BRAVU

554

675

82,07%

106,54

15

82,47%

3 MiHAI BRAVU

801

925

86,59%

0,00

0

86,59%

5 MIHAI BRAVU

74

120

61,67%

0,00

0

61,67%

5 DEMOCRAȚIEI

441

532

82,89%

5,08

1

82,92%

7 DEMOCRAȚIEI

277

336

82,44%

275,98

40

84,30%

CĂMIN FETE VIRGIL MAGEARU

0

0

0,00%

269,42

39

100,00%

Total magistrala V Mihai

3.028

3.658

82,78%

677

98

83,23%

Bravu

Tabel 14 Rata de bransare pe magistrala VI

Rata de bransare magistrala VI Vest

Punct termic


Nr. apt.

Nr.apt.

Grad de

Consum

Nr. apt.

Grad de

branșate in

branșate

bransare

en.termica

Echiv.

bransare total

prezent

inițial

consumatori casnici (%)

consum, non-casnici

(cons. Casnici si non-casnici)


RomCapital; ;t In vest;

Gcal/an

(%)

PT6-9MAI

360

691

52,10%

15,37

2

52,25%

PT 2-23 AUGUST

421

769

54,75%

0,46

0

54,75%

S.C.M Confecția

Cioceanu

0

0

0

85,10

12

100,00%

Total magistrala VI Vest

781

1.460

53,49%

101

15

53,95%

Din tabelele de mai sus rezulta ca cele mai scăzute rate de bransare s-au realizat la PT 12 Centru (35,93%), PT 6-9Mai (52,25%), PT 2-23 August (54,75%) si PT 15 Cring (57,89%). Restul punctelor termice si module, care au rețele termice secundare, au rate de bransare mari, cuprinse intre 74%si 100%. Se poate concluziona ca nu este sustenabil punctul termic PT 12 Centru unde nu este oportuna reabilitarea rețelelor termice secundare si nici racordul lui la rețeaua primara, formata din conducte cu diametrul nominal de 100 mm si lungime de 240 m.

întreaga magistrala VI are o sustenabilitate scăzută, rata de bransare fiind de 53,49% in cazul consumatorilor casnici si total 53,95%. Consumul non-casnic este redus, deși lungimea traseelor de rețele secundare aferente celor 2 puncte termice sunt de 3.073 m (12.013 m de conducta), cu pierderi de energie termica de 1825 Gcal/an.

In plus pentru alimentarea consumatorilor precizați in tabelul 6 de mai sus, conductele primare de alimentate începând cu pct 279 din Anexa 3, magistrala VI, pana la cele 2 punctele termice si modului termic S.C.M Confecția Cioceanu, sunt in lungime de 6714 m, cu diametrul intre 600mm si 40mm Pierderile in aceste conducte sunt de circa 7.580 Gcal/an. însumând pierderile din rețelele secundare si cele primare pe magistrala VI, acestea ajung la 9.405 Gcal/an, adica aproximativ la nivelul consumului anual, deci procentual pierderile sunt de 100%.

Având in vedere cele de mai sus, nu se justifica reabilitări pentru rețele primare si secundare aferente acelor PT unde rezulta ca nu sunt sustenabile. Sumarizand calculele la nivelul magistralelor, situația se prezintă astfel:

Tabel 15 Rate de bransare pe total magistrale

Magistrala

Nr.ap. branșate in prezent

Nr.ap. branșate inițial

Grad de

bransare consumatori casnici (%)

Consum en.termica consumatori non-casnicr

Gcal/an

Nr. aparta

mente

echivalente

Grad de bransare total(cons.

Casnici si non-casnici)

(%)

Magistrala 1

15.865

19.027

83,38%

5.735

829

84,08%

Magistrala II

6.690

7.652

87,43%

1.157

167

87,70%

Magistrala III

19.400

22.835

84,96%

6.973

1.007

85,59%

Magistrala IV

8.403

10.159

82,71%

5.735

829

84,02%

Magistrala V

3.028

3.658

82,78%

15.546

2.247

89,33%

RomCapital

Invest î •••


Magistrala VI

Total SACET


781

54.167


1.460

64.791


53,49%

83,60%


101

35.247



Grafic - rata de bransare pe magistrale se prezintă astfel:


Din ceie de mai sus, cu excepția magistralei V! pe care se realizează o rata de bransare la limita sustenabiiitatii, pe celelalate magistrale rata de bransare este cuprinsa intre 84,2% si 89,33%, ceea ce arata ca SACET Ploiești din punct de vedere,al ratei de bransare este sustenabila, justificandu-se efectuarea investiților.

Rata de bransare la nivel de CT-uri

Pe baza realizărilor din anul 2018, rata de bransare la centralele termice se prezintă astfel:

Tabel IGRata de bransare la nivel de CT-uri

Centrala termica(CT)


Nr.ap. branșate in prezent


Nr.ap. branșate inițial


Grad de

bransare consumatori

casnici

(%)


Consum en.termica consumatori non-casnici


Nr. aparta

mente echivalente


Grad de

bransare total(cons.

Casnici si non-casnici)

(%)


RomCapital V Invest

CT Bucov

279

320

87.19%

87.07

13

87.67%

CT 23 August

140

146

95.89%

0

0

95.89%

Total CT-uri

419

466

90%

87.07

13

90.18%

Rata.de bransare la centralele termice

este mare,

deci arata ca

acestea sunt sustenabile

. Marimea

consumului {2.990 Gcal/an) nu justifica o investiție pentru realizarea unor surse de cogenerare in aceste centrale termice.

  • 2.1.2. Intensitatea termica

Intensitatea termica reprezintă cantitatea de energie termica vanduta, raportata la lungimea de traseu a rețelelor termice primare si secundare.

Intensitatea termica depinde de următorii factori:

  • •  Concepția rețelei termice de termoficare;

  • •  Densitatea consumatorilor si tipul construcțiilor (blocuri cu un număr mai mare sau mai mic de scări si nivele, instituții publice, etc.) ce au fost alimentate din rețea in zonele in care s-a realizat rețeaua de termoficare;

  • •  Debransarea consumatorilor, in general din lipsa recirculatiei apei calde de consum si a posibilităților reale de reglaj a consumului de energie termica pentru încălzire, astfel incat calitatea serviciului de alimentare cu energie termica in sistem centralizat nu a satisfăcut cerințele consumatorilor.

In aprecierea sustenabilitatii sistemului de termoficare din punct de vedere al intensității termice, aceasta se calculează pentru lungimea traseului total al rețelelor termice, adica rețele termice primare si secundare. Totuși, pentru a putea constata cu ușurința care dintre sistemele de conduce (primare sau secundare) influențează mai mult marimea intensității termice, aceasta s-a calculat pentru fiecare punct termic, magistrala si total sistem de rețele termice, raportat la lungimi de trasee rețele primare, secunadre si total sistem.

In continuare se prezintă rezultatul calculelor întocmite in baza realizărilor din anul 2018:

Tabel 17lntensitate termica magistrala I VEST

Punct /Modul

Cantitate

Lungime

Lungime

Total

Intensitate

Intensitate

Inter

isitate

termic

en.termica

rețea

rețea

lungime

termica

termica

teri

mica

vanduta

primara

secundara

rețea

rețele

rețele

rel

tele

(Gcal/an)

(KM traseu)

(Km traseu)

(km traseu)

primare (Tcal/km)

termice secundare (Tcal/km)

termice primare si secundare (Tcal/km)

PT1NORD       6.825      0,987      1,436       2,423        6,91       4,75         2,82

PT2NORD       4.641      0,987      1,357       2,344       4,70       3,42         1,98

RomCapitaiJ**

T,


Invest i

PT4N0RD

8.761

0,987

1,890

2,877

8,88

4,64

3,05

PT 5 NORD

4.381

0,987

0,658

1,645

4,44

6,66

2,66

PT 6 NORD

5.623

0,987

1,202

2,189

5,70

4,68

2,57

PT 7 NORD

8.142

0,987

1,617

2,604

8,25

5,04

3,13

PT 8 NORD

3.877

0,987

1,344

2,331

3,93

2,88

1,66

PT9NORD

3.959

0,987

0,758

1,745

4,01

5,22

2,27

PT 10 NORD

3.729

0,987

1,064

2,051

3,78

3,50

1,82

PT 1 VEST

7.143

0,987

1,271

2,258

7,24

5,62

3,16

PT 2 VEST

6.660

0,987

1,098

2,085

6,75

6,07

3,19

PT 3 VEST

4.829

0,987

0,983

1,970

4,89

4,91

2,45

PT4VEST

5.987

0,987

1,745

2,732

6,07

3,43

2,19

PT 5 VEST

5.538

0,987

1,588

2,575

5,61

3,49

2,15

PT 7 VEST

6.130

0,987

1,541

2,528

6,21

3,98

2,42

PT 14 VEST

4,642

0,987

0,922

1,909

4,70

5,03

2,43

PT 17 VEST

3.285

0,987

0,956

1,943

3,33

3,44

1,69

PT7MALU

ROȘU

4.800

0,987

1,363

2,350

4,86

3,52

2,04

PT 10 MALU

ROȘU

7.028

0,987

1,761

2,748

7,12

3,99

2,56

PT 8-23 AUGUST

1.328

0,987

0,310

1,297

1,35

4,28

1,02

PT 22 VEST

7.103

0,988

1,828

2,816

7,19

3,89

2,52

Modul SPIT,

JUDEȚEAN

PLOIEȘTI

209

0,150

0,000

0,150

1,39

0,00

1,39

Baza Sportiva

Conpet li Ploiești

202

0,115

0,000

0,115

1,76

0,00

1,76

Modul Școala lenachita Vacarescu

128

0,195

0,000

0,195

0,66

0,00

0,66

Modul Confecția

Vest

64

0,045

0,000

0,045

1,42

0,00

1,42

Modul Bloc

Calarasi SA

20

0,015

0,000

0,015

1,33

0,00

1,33

Total magistrala i

115.034,0

21,248

26,692

47,940

4,31

4,31

2,40

RomCapital:

Invest;

Intensitatea termica totala este sub valoarea considerata minima din punct de vedere a sustenabiiitatii (de 1,5 Tcal/Km traseu rețea primara si secundara) la un punct termic (PT 8 -23 August) si la 4 module termice.Asa cum se poate observa intensitatea este redusa datorita cantitatiî mici de energie consumata, lungimea traselor fiind scăzută.

Tabel 18lntensitate termica magistrala li SUD

Punct /Modul termic

Cantitate en.termica vanduta (Gcal/an)

Lungime rețea primara (Km traseu)

Lungime rețea secundara (Km traseu)

Total lungime rețea

(km traseu)

Intensitate termica rețele primare (Tcal/km)

Intensitate termica rețele termice secundare (Tcal/km)

Intensitate termica rețele termice primare si secundare (Tcal/km)

PT1-9MAI

3.156

0,772

0,797

1,569

4,09

3,96

2,01

PT2-9MAI

5.955

0,772

1,610

2,382

7,71

3,70

2,50

PT3-9MAI

8.280

0,772

1,871

2,643

10,73

4,43

3,13

4-9 MAI

8.224

0,772

1,990

2,762

10,65

4,13

2,98

5-9MAI

4.369

0,772

1,132

1,904

5,66

3,86

2,29

PT Locomotiva

613

0,772

0,548

1,320

0,79

1,12

0,46

PT 1 Calea București

6.951

0,772

1,020

1,792

9,00

6,81

3,88

PT 2 Calea București

9.681

0,772

1,550

2,322

12,54

6,25

4,17

Bloc 32D

123

0,02

0

0,020

6,15

0,00

6,15

Bioc32E

130

0,007

0

0,007

18,57

0,00

18,57

Bloc 32C

123

0,02

0

0,020

6,15

0,00

6,15

Bioc32B

98

0,007

0

0,007

14,00

0,00

14,00

Bloc 30A

155

0,007

0

0,007

22,14

0,00

22,14

Bloc 30B

146

0,007

0

0,007

20,86

0,00

20,86

Bloc 30C

136

0,02

0

0,020

6,80

0,00

6,80

Bloc 30D

134

0,02

0

0,020

6,70

0,00

6,70

Bloc CFR

160

0,02

0

0,020

8,00

0,00

8,00

Bloc 30F

148

0,007

0

0,007

21,14

0,00

21,14

BÎOC30G

153

0,02

0

0,020

7,65

0,00

7,65

3loc30E

132

0,007

0

0,007

18,86

0,00

18,86

RomCapital j

Investi ••

Bloc 32 A             124       0,007        0         0,007       17,71

Total magistrala     48.991      6,349      10,518      16,867       7,72

II


0,00


4,66


2,90


Punctele termice si modulele termice alimentate din aceasta magistrala au intensități termice ridicate, excepția fiind PT Locomotiva, care are o intensitate termica redusa, in principal datorita lungimii traseului.

Tabel 19lntensitate termica magistrala III VEST

Punct /Modul termic

Cantitate en .termica vanduta (Gcal/an)

Lungime rețea primara (KM traseu)

Lungime rețea secundara (Km traseu)

Total lungime rețea

(km traseu)

Intensitate termica rețele primare (Tcal/km)

Intensitate termica rețele termice secundare (Tcal/km)

Intensitate termica rețele termice primare si secundare (Tcal/km)

Centrul Militar

Zonal

435

0,085

0,00

0,085

6,91

0,00

5,12

PTISCring

289

0,518

0,150

0,668

4,70

1,93

0,43

PT 50 C

224

0,518

0,00

0,518

8,88

0,00

0,43

PT 2 republicii

7918

0,518

2,67

3,188

4,44

2,97

2,48

Spitalul de boli

Infectloase

292

0,01

0,201

0,211

5,70

1,45

1,38

PT 4 republicii

1.526

0,519

0,400

0,919

8,25

3,82

1,66

PT 5 republicii

4.000

0,520

0,751

1,271

3,93

5,33

3,15

PT 6 republicii

4.133

0,520

0,808

1,328

4,01

5,12

3,11

PT 7 republicii

8.337

0,520

2,109

2,629

3,78

3,95

3,17

°T 12 republicii

3.343

0,520

0,891

1,411

7,24

3,75

2,37

PT6 VEST

5.884

0,520

1,320

1,840

6,75

4,46

3,20

PT 15-VEST

3.387

0,519

0,835

1,354

4,89

4,06

2,50

PT8-VEST

7.020

0,520

0,920

1,440

6,07

7,63

4,88

PT9-VEST

9.297

0,520

1,458

1,978

5,61

6,38

4,70

PT 10-VEST

8.289

0,520

1,261

1,781

6,21

6,57

4,65

PT 11-VEST

8.882

0,520

1,590

2,110

4,70

5,59

4,21

*rr 12 vest

1.325

0,519

0,207

0,726

3,33

9,30

2,65

PT 5 MALU

5.943

0,520

1,671

2,191

4,86

3,56

2,71

ROȘU

RomCapital • Invest:• •

PT 6 MALU ROȘU

6.961

0,520

1,720

2,240

7,12

;    4,05

3,11

PT 1 MALU ROȘU

9.843

0,520

2,195

2,715

1,35

4,48

3,63

PT 2 MALU ROȘU

6.496

0,520

1,252

1,772

7,19

5,19

3,67

PT 3 MALU

ROȘU

7.415

0,520

1,507

2,027

1,39

4,92

3,66

PT 4 MALU

ROȘU

3.836

0,520

1,026

1,546

1,76

3,74

2,48

PT 8 MALU

ROȘU

6.757

0,520

1,311

1,831

0,66

5,15

3,69

PT 16 MALU

ROȘU

6.211

0,520

0,871

1,391

1,42

7,13

4,47

PT 17 MALU

ROȘU

1.768

0,520

0,520

1,040

1,33

3,40

1,70

PT 18 MALU

ROȘU

4.321

0,520

0,503

1,023

8,31

8,59

4,22

PT 11 MALU

ROȘU

1.989

0,520

0,680

1,200

3,83

2,93

1,66

PT12Cring

339

0,520

0,000

0,520

0,65

0,00

0,65

Total magistrala

137.060

14,126

28,830

42,956

4,31

4,75

3,19

iii

Din tabelul de mai sus, rezulta ca in majoritatea punctelor termice intensitatea termica este ridicata, cu excepția punctelor termice 2 si 15 Crâng si PT 50 C care au un consum relativ redus, iar traseul rețelelor termice depășește 0,5 Km.

Tabel 20lntensitate termica magistrala IV CENTRU

Punct /Modul termic

Cantitate en.termica vanduta (Gcal/an)

Lungime rețea primara (KM traseu)

Lungime rețea secundara (Km traseu)

Total lungime rețea

(km traseu)

Intensitate termica rețele primare (Tcal/km)

Intensitate termica rețele termice secundare (Tcal/km)

Intensitate termica rețele termice primare si secundare (Tcal/km)

PT 8 republicii

3.368

0,551

0,812

1,363

6,11

4,15

2,47

11 republicii

4.074

0,551

1,174

1,725

7,39

3,47

2,36

RomCapital

Invest

PT 123 AUGUST

5.205

0,551

1,570

2,121

9,45

3,32

2,45

13 DEMOCRAȚIEI

1.724

0,551

0,607

1,158

3,13

2,84

1,49

16 DEMOCRAȚIEI

3.172

0,551

0,795

1,347

5,76

3,98

2,35

18 Democrației

5.785

0,551

1,710

2,261

10,50

3,38

2,56

1 CENTRU

3.215

0,551

0,939

1,490

5,83

3,42

2,16

PT 2 CENTRU

4.883

0,551

1,360

1,911

8,86

3,59

2,56

PT 3 CENTRU

3.948

0,551

0,649

1,200

7,17

6,08

3,29

PT 4-CENTRU

4.083

0,551

1,163

1,714

7,41

3,51

2,38

PT 13 CENTRU

2.661

0,551

0,934

1,485

4,83

2,85

1,79

PT 12-23 AUGUST

6.420

0,552

2,086

2,638

11,63

3,08

2,43

PT 8 CENTRU

1.644

0,551

0,363

0,914

2,98

4,53

1,80

PT 9 CENTRU

1.163

0,551

0,095

0,646

2,11

12,24

1,80

PT 7 CENTRU

2.458

0,551

0,435

0,986

4,46

5,65

2,49

PT UZUC

1.142

0,217

0,275

0,492

5,26

4,15

2,32

PT3SUD

2.864

0,551

0,564

1,115

5,20

5,08

2,57

Modul Serv.

Public Finanțe

Locale

76

0,25

0,000

0,250

0,30

0,00

0,30

PT5SUD

4.217

0,551

1,227

1,778

7,65

3,44

2,37

PT14

Democrației

4.504

0,551

1,420

1,971

8,17

3,17

2,29

PT 11 CENTRU

2.715

0,551

0,510

1,061

4,93

5,32

2,56

CN Mihai Viteazul

675

0,078

0,000

0,078

8,65

0,00

8,65

SP.PEDIATRIE -

policlinica

95

0,045

0,000

0,045

2,11

0,00

2,11

PT 12 centru

453

0,551

0,160

0,711

0,82

2,83

0,64

ADPP

71

0,045

0,000

0,045

1,58

0,00

1,58

Inspectoratul

Teritorial de Munca Prahova

102

0,025

0,000

0,025

4,08

0,00

4,08

Liceul Teoretic

Alexandru I.Cuza

341

0,215

0,000

0,215

1,59

0,00

1,59

Școala nr. 14 Sf.

282

0,085

0,000

0,085

3,32

0,00

3,32

Vasile

RomCapital

In vest

SPiT.Pediatrie

322

0,625

0,000

0,625

0,52

0,00

0,52

Liceul de Arta

688

0,422

0,000

0,422

1,63

0,00

1,63

CM 1 L Caragiale

817

0,39

0,000

0,390

2,09

0,00

2,09

Gradinita„Crai Nou"

46

0,215

0,000

0,215

0,21

0,00

0,21

Bloc Urban

332

0,02

0,000

0,020

16,60

0,00

16,60

Modul Radu Stanian

188

0,215

0,000

0,215

0,87

0,00

0,87

Modul

Cantacuzino nr 26

134

0,112

0,000

0,112

1,20

0,00

1,20

SPFL Arhiva

7

0,045

0,000

0,045

0,16

0,00

0,16

ASSC

932

0,149

0,000

0,149

6,26

0,00

6,26

Modul casa sindicatelor

170

0,052

0,000

0,052

3,27

0,00

3,27

Total

74.976

14,226

18,849

33,075

5,27

3,98

2,27

magistrala IV

Concluzia care rezulta in urma calculelor este ca in toate punctele termice, cu exeptia punctului termic 12 Centru, valorile intensității termice arata o sustenabilitatea sistemului de termoficare. In același timp exista un număr de 7 module termice pentru care intensitatea este redusa datorita consumului redus de energie termica.

Tabel 21lntensitate termica magistrala VMIHAIBRAVU

Punct /Modul termic

Cantitate en.termica vianduta (Gcal/an)

Lungime rețea primara (KM traseu)

Lungime rețea secundara (Km traseu)

Total lungime rețea

(km traseu)

Intensitate termica rețele primare (Tcal/km)

Intensitate termica rețele termice secundare (Tcal/km)

Intensitate termica rețele termice primare si secundare (Tcal/km)

PT1 Mihai Bravu

5.679

0,693

1,382

2,075

8,19

4,11

2,74

PT 2 Mihai Bravu

3.600

0,693

1,219

1,912

5,19

2,95

1,88

PT 3 Mihai Bravu

5.744

0,693

1,318

2,011

8,29

4,36

2,86

PT 5 Mihai Bravu

601

0,693

0,239

0,932

0,87

2,51

0,64

PT 5 Democrației

3.279

0,693

1,018

1,711

4,73

3,22

1,92

PT 7 Democrației

2.767

0,693

0,789

1,482

3,99

3,51

1,87

RomCapitaJ invest •••


Cămin Fete Virgîl

Magearu

270

0,024

0,000

0,024

11,25

G,00

11,25

Total

21.940

4,182

5,965

10,147

5,25

3,68

2,16

magistrala V

intensitatea termica a punctului termic PT 5 Mihaî Bravu este redusa datorita consumului relativ redus, comparativ cu lungimea traseului rețelelor termice.

Tabel 22lntensitate termica magistrala VI VEST

Punct /Modul termic

Cantitate en.termica vanduta (Gcal/an)

Lungime rețea primara (KM traseu)

Lungime rețea secundara (Km traseu)

Total lungime rețea

(km traseu)

Intensitate termica rețele primare (Tcal/km)

Intensitate termica rețele termice secundare (Tcal/km)

Intensitate termica rețele termice primare si secundare (Tcal/km)

6-9MAI

3.174

1,795

1,604

3,40

1,77

1,98

0,93

PT 2-23 AUGUST

3.807

1,800

1,469

3,27

2,12

2,59

1,16

S.C.M Confecția Cioceanu

85.1

0,190

0,000

0,19

0,45

0,00

0,45

Total

7.066

3,785

3,073

6,86

1,87

2,30

1,03

magistrala VI

In cazul magistralei VI intensitatea termica este sub valoarea de 1,5 Tcal/Km traseu total, valoare considerata minimala din punct de vedere al sustenabilitatii. Consumul de energie termica din intreaga magistrala VI este redus. Pe aceasta magistrala investiile nu se justifica.

Sintetizând rezultatele de mai sus situația se prezintă astfel:

Tabel 23Sinteza Intensitate termica pe magistrale

Punct/Modul

Cantitate

Lungime

Lungime

Total

Intensitate

Intensitate

Intensitate

termic

en.

rețea

rețea

lungime

termica

termica

termica

termica

primara

secundara

rețea

rețele

rețele

rețele

vanduta

(Km

(Km

(km traseu)

primare

termice

termice

(Gcal/an)

traseu)

traseu)

(Tcal/km)

secundare

primare si

(Tcal/km)

secundare

(Tcal/km)

Magistrala 1

115.034

21,248

26,692

47.940

4,31

4,31

2,40

Magistrala II

48.991

6,349

10,518

16.867

7,72

4,66

2,90

Magistrala III

13.7060

14,126

28,830

42.956

4,31

4,75

3,19

RomCapîtal ; ♦

Invest;•

Magistrala IV

74.976

14,226

18,849

33.075

5,27

3,98

2,27

Magistrala V

21.940

4,182

5,965

10.147

5,25

3,68

2,16

Magistrala VI

7.066

3,785

3.073

6.86

1,87

2,30

1,03

TOTAL SACET

405.067

63,916

93.927

157.845

6,33

4,31

2,56

Grafic, rezultatele se prezintă astfel:

Intensitate termica

Figura 5Evolutîa intensității termice

  • 2.1.3. Verificarea respectării Directivei 2012/27/CE referitoare la cogenerarea eficienta

Directiva 2012/27/CE din punct de vedere al producerii energiei in cogenerare de inalta eficienta a inlocuit prevederile Directivei 2004/8/CE.

Directiva 2012/27/CE precizează desprecogenerarea de inalta eficienta si termoficarea si racirea centralizate ca dețin un potențial semnificativ de economisire a energiei primare. Cogenerarea de inalta eficienta este definita prin economiile de energie obținute in urma producerii de energie termica si energie electrica combinate, in locul producerii separate.

Conform anexei li la directiva 2012/27/CE, cogenerarea de inalta eficienta trebuie sa asigure o economie de energie primara de cel puțin 10% fata de valorile de referința ale producerii separate a energiei electrice si termice. Valorile de referința sunt stabilite de regulamentul 2015/2402/CE.

Cantitatea de economii de energie primara ce rezulta in urma producerii energiei electrice si termice in cogenerare se calcuelaza cu următoarea formula:

PES = (1-(1/(CHP Hq/ Ref Hn + CHP Eq/ Ref Eq) )*100 (%);

RomCapitaL

Investi •••

PES - reprezintă economiile de energie primara;

CHP Hr| - reprezintă eficienta termica a producției in cogenerare definita ca raport intre producția anuala de energie termica utila si cantitatea de combustibil utilizata pentru producerea de energie termica utila si energie electrica din cogenerare;

Ref Hq- reprezintă valoarea de referința a eficientei pentru producerea separata a energiei termice;

CHP Eq - reprezintă eficienta electrica a producției in cogenerare, definita ca raport intre producția anuala de energie electrica produsa in cogenerare si cantitatea de combustibil utilizata pentru producerea sumei dintre producția de energie termica utila si energia electrica din cogenerare.

Ref Eq - reprezintă valoarea de referința a eficientei pentru producerea separata de energie electrica.

Realizările anului 2018 pe baza carora se va determina economia de combustibil realizata in cogenerare sunt:

  • •  Producția de energie electrica:452.328 MWh .

  • •  Producție de energie termica: 548.263 Gcal/637.082 MWh.

Conform Regulament 2015/2402/ CE:

  • •  eficienta de referința a producerii separate a energiei termice, Ref Hq =87%;

  • •  eficienta de referința a producerii separate a energiei electrice; Ref Eq =52,5%

Tabel 24Verificarea respectării Directivei 2012/27/CE referitoare la cogenerarea eficienta

Nr crt

Parametru

UM

Valori

1

Producția de energie electrica

MWe

452.328

2

Producția de energie termica

MWt

637.082

3

Consum de gaze naturale

MW

1.489.610

4

Randament /eficienta prod. energie electrica = rd 1/rd 3 x 100

%

30,37%

5

Randament/eficienta/ prod. energie termica = rd 2/rd 3 x 100

%

42,77%

6

Randament global = rd 4 + rd 5

%

73,13%

7

Valoarea de referintaa eficientei pentru producerea separata de energie electrica (Anexa 1 -Regulamentul delegat nr. 2402/2015}

%

52,5%

8

Valoareade referintaa eficientei pentru producerea separata de energie termica (Anexa II - Regulamentul delegat nr. 2402/2015)

%

87%

11

Economie de energie primara = (1 - l/(rd 4/rd 7 + rd 5/rd 8) )x 100

%

6,54%

Din calculele prezentate rezulta ca deși eficienta giobaia este de peste 70% si anume 73,13%, economia de energie primara este de numai 6,54%. Prin urmare, nu întreaga cantitate de energie electrica produsa in cogenerare este de înalta eficienta; aceasta se datoreaza faptului ca grupul energetic 5(C5+TA5) funcționează parțial in condensatie. Aceasta inseamna ca pentru siguranța funcționarii turbinei, o cantitate de abur trebuie sa treaca prin treptele de joasa presiune pentru racirea acestora, adica tehnologic (conform tehnologiei de funcționarea turbinei) se produce si o cantitate redusa de energie

RomCapital: • Invest ;:

electrica in condensatie. Rezultatele din tabelul de mai sus ar fi fostmai slabe daca nu ar funcționa si turbina cu gaze.

Concluzia este ca, datorita tehnologiei grupului energetic nr.3 nu se poate respecta in totalitate prevederile Directivei 2012/27/CE.

  • 2.1.4. Calcul teoretic al pierderilor pe rețele termice primare si secundare

Din realizările ultimilor 2 ani rezulta ca pierderile de căldură au fost următoarele:

Tabel 25Calcul teoretic al pierderilor pe rețele termice primare si secundare

Specificație

UM

2017

2018 1

Energie termica produsa

Gcal/an

664.097

623.155

Pierderi de energie termica in rețelele termice primare

Gcal/an

158.534

147.959

%

23,87

23,74

Pierderi de energie termica in rețelele termice secundare

Gcal/an

38.705

37.625

%

5,83

6,03

Pierderi totale de energie termica in reteie primare si secundare

Gcal/an

197.239

185.584

%

29,70

29,78

Din cele prezentate mai sus, rezulta ca valoarea pierderilor este coroborata cu nivelul reabilitărilor efectuate pana in prezent si anume 23,59 %retele primare si 50% rețele secundare, in condițiile in care reabilitările s-au realizat la conductele cu diametre mai mici.

Pentru determinarea reducerii de pierderi care s-ar obține ca urmare a reabilitări rețelelor termice primare si secundare nereabilitate, s-au determinat pierderile teoretice la care ar trebui sa se ajunga in urma reabilitărilor.

Ipotezele In care s-au calculat pierderilor teoretice in rețelele de termoficare sunt următoarele:

  • •  Sezonul de iarnafde incalzire) dureaza 4300 ore/an;

« Sezonul de vara dureaza 4300 de ore/an,

  • •  Temperatura tur medie in sezon de iarna - 90° C;

  • •  Temperatura retur medie sezon de iarna - 60 °C;

  • •  Temperatura medie exterioara iarna -2,30 C

  • •  Temperatura medie tur vara - 70 °C;

» Temperatura medie retur vara - 50° C;

  • •  Temperatura medie exterioara vara -23° C;

  • •  Conductivitatea termica a izolației (Ă) (Wm°K)

  • •  Coeficient de vechime medie ponderata cu suprafața de izolație a conductei-1

  • •  Temperatura protecției izolației (°C);

- tur-50° C;

retur-40° C.

RomCapitah;*^

Invest

Grosimea izolației, funcție de diametrul nominal al conductei, astfel:


Tabel 26Grosimea izolației, funcție de diametrul nominal al conductei

Dn conducta

(mm)

Diametru exterior conducta

(mm)

Grosime izolație

(mm)

Dn25

33.7

28

Dn32

42,4

34

Dn40

48,3

35

Dn50

60,3

37

Dn65

76,1

37

Dn80

88,9

40

DnlOO

114,3

50

Dnl25

139,7

50

DnlSO

168,3

50

Dn200

219,1

60

Dn250

273

75

Dn300

323,9

75

Dn350

3.556

75

Dn400

4.064

80

Dn500

508

100

Dn600

610

100

Dn700

711

100

Dn800

813

100

Dn900

914

100

DnlOOO

1.016

100

Pierderile de căldură prin izolația conductelor s-a calculat cu formula:

Q = 0,86 IO-6? (tf -        ~                - ]kv

^iz 9,4+0,052 (te—text)


RomCapital Invest


in care:

T - timpul de funcționare a rețelei;

tf-temperatura fluidului medie, apa fierbinte tur, retur (°C);

text - temperatura medie exterioara (°C);

sa - suprafața conductei la diametrul exterior inclusiv izolația si tabla de protecție la conductele amplasate aerian (m2);

ss - idem pentru conducte amplasate subteran (m2);

- grosimea izolației conductelor amplasate aerian (mm);

g-7 - idem pentru conductele amplasate subteran (mm);

Ă - conductivitatea termica a izolației (w/m°c);

w - viteza medie lunara a vântului (m/s);

te - temperatura tablei de protecție a izolației (°C);

kv - coeficient de vechime medie ponderata cu suprafața de izolație a conductei.

In vederea stabilirii valorii pierderilor s-au calculat suprafețele conductelor ce formează rețeaua primara, pe tronsoane si magistrale. La calculul pierderilor s-a tinut seama ca pe tronsonul intre CET Brazi si F25 iarna se funcționează pe conducta tur cu DN 1000 mm si retur DN 900mm, iar vara pe cele cu DN 700 mm.

Sintetizând calculul suprafețelor au rezultat următoarele valori:

Tabel 27Calculul suprafețelor conductelor ce formează rețeaua primara

Magistrala

Suprafața conducte induzind izolația

(m2)

Pierdere teoretica de energie termica (Gcal/an)

Pierderi actuale de căldură

Magistrala 1

116.620,9

305.55

73.538

Magistrala II

47.712,32

12.501

30.086

Magistrala IU

37.544,26

9.837

23.675

Mag istrala IV

31.576,87

8.273

19.012

Magistrala V

9.802,71

2.568

6.181

Magistrala VI

12.381,46

3.244

7.807

Total rețea primara

255.638,53

66.977

161.620

Analizând datele prezentate in tabelul de mai sus, rezulta ca pierderile de energeie termica pe rețelele termice primare realizate in anul 2018 sunt cu circa 58% mai mari decât valoarea teoretica a acestora.

RomCapitalî •

Invest: •

  • 2.1.5. Evoluția necesarului de energie termica

Pentru a se stabili tendința consumului de energie termica atat la consumatorii casnici cat si la cei non-casnici s-au avut in vedere următoarele premise:

  • a) pentru consumul casnic:

  • •  in anul 2019 consumul ramane in limitele celui realizat in anul 2018;

  • •  rata de bransare (deci si consumul de energie termica) scade pana in anul 2024, cu 1% anual ceea ce reprezintă aproximativ media din perioada 2015-2017;

  • •  ca urmarea a obligațiilor de reducere a consumului de căldură a locuințelor prin reabilitarea acestora, s-a prevăzut ca se izolează termic toate clădirile de locuit in maxim 25 de ani; scăderea consumului ca urmare a anveloparii clădirilor de locuințe cu 25%, anual cu 1%.

  • b) pentru consumul non-casnic:

  • •  consumatorii non-casnici nu se debranseaza;

  • •  consumatorii agenti economici nu au obligație expresa de izolarea termica a clădirilor, dar instituțiile publice au aceasta obligație; s-a stabilit ca toate clădirile agentilor economici si instituțiilor publice se vor anvelopa in maxim 25 de ani, deci reducerea de consum va fi de 1% pe an.

  • c) pierderile se vor reduce in 7 ani, începând cu anul 2024, funcție de investițiile ce vor fi realizate pentru reabilitarea rețelelor termice primare si secundare. S-a considera o reducere a pierderilor in funcție de investițiile ce se vor realiza, pana la valoarea de 96.000 Gcal/an. Aceasta, reprezintă o cantitate cu 26.000 Gcal /an mai mare decât pierderile teoretice din rețele, calculate pentru conducte preizolate, la diametrele si lungimile existente, in condiții de temperatura exterioara medie iarna de 2,3° C si vara de 22° C. Aceasta valoare se justifica avand in vedere riscurile privind execuția lucrărilor si anume abateri de la tehnologia de execuție a lucrărilor si cele de fabricație a elementelor sistemului preizolat care se va monta in cadrul reabilitărilor. De asemenea, se considera ca rețelele reabilitate in perioada anteriora, realizează pana in anul 2030 o durata de funcționare peste durata de viata garantata, deci conductele montate isi vor pierde din caracteristicile de izolare, implicit conductivitatea termica a acestora va creste si, o data cu aceasta cresc pierderile de energie termica.

labei 28Ewiutia necesarului de energie termica

An

Consum (Gcal/an)

Pierderi in rețele termice(Gcal/an)

Cantitate ce trebuie produsa(Gcal/an)

2018

403.300

197.000

663.800

2019

427.378

198.000

625.378

2010

423.104

196.600

619.104

2021

418.873

194.000

612.873

2022

414.684

192.000

606.684

RomCapital ; ♦ .

Investi • • •


2023

410.538

190.000

600.538

2024

406.432

161.000

567.432

2025

402.368

148.000

550.368

2026

398.344

140.000

538.344

2027

394.361

132.000

526.361

2028

390.417

122.000

512.417

2029

386.513

109.000

495.513

2030

382.648

96.000

478.648

2031

378.821

96.000

474.821

2032

375.033

96.000

471.033

2033

371.283

96.000

467.283

2034

367.570

96.000

463.570

2035

363.894

96.000

459.894

2036

363.894

96.000

459.894

2037

356.653

96.000

452.653

In baza ipotezelor utilizate a rezultat o reducere a consumului de energie termica intre anii 2018 -2037 cu 12% si a pierderile cu circa 52% comparativ cu anul 2018. Consecința reducerii pierderilor va fi reducerea consumului de combustibil cu 13.769,27 mii mc gaze naturale si reducerea corespunzătoare a cantitatii de emisii de gaze cu efect de sera cu 25.8431CO2.

  • 2.1.6. Întocmire curba clasata anualasi stabilirea modului de acoperire a consumului

Curba clasata a consumului anual de energie termica care a stat la baza propunerii investiților in sursele de producere a energiei termice, la nivelul anului 2019 (situația actuala), pentru conformare cu cerințele de mediu prevăzute de Directiva 2010/75/CE, respectiv Legea 287/2013 si a anului 2024, când ar trebui sa se finalizeze investițiile care asigura creșterea eficientei energetice, sunt prezentate mai jos:

RomCapital

Invest •••

începând cu anii 2023-2024 pe măsură finalizării lucrărilor de investiții privind instalarea de surse noi, curba de consum de energie termica, se va acoperi astfel:

Figura 7Curba clasata a consumului de energie termica acoperit cu sursele noi

RomCapital' •

Invest; •

Modul de acoperire al curbei de consum prezentat mai sus se va face incepand cu anul 2024.ln Anexele 4 si 5 s-au calculat,pornind de la necesarul de consum de energie termica, pentru fiecare dintre cele doua moduri de acoperire a curbei de consum, producția de energie electrica, consumul de combustibil, cantitate CO2, s.a., rezultând astfel beneficiile ce se pot obține prin instalarea noilor capacitati.

  • 2.2. Evaluarea investițiilor

  • 2.2.1. Surse, rețele termice primare; rețele termice secundare

Evaluarea investițiilor s-a făcut ținând seama de investițiile aprobate in 2018 din cadrul Strategiei locale si de proiecte similare realizate in tara si in Europa.Valoarea investițiilor se prezintă astfel:

Tabel 25 Evaluarea investițiilor

Investiția

Valoare (euro), fara TVA

Valoare lei fara TVA

Observații

înlocuire instalație de ardere la C5-420t/h

1.850.000

8.755.680

Din SF existent se realizează numai aceasta lucrare, fara masurile secundare de reducere NOx

Instalare 2 CAF-uri cu sarcina nominala de 50 Gcal/h fiecare

4.700.000

22.244.160

Aceste CAF -uri vor inlocui CAF 2 existent care nu respecta cerințele Directivei 2010/75/CE, respectiv legea 278/2013

Instalarea turbinei de gaze (TG) cu putere de 25 Mwe.

12.460.000

58.858.550

Investiția presupune numai inlocuirea turbinei, restul echipamentelor, utilităților si pârtii de construcție (inclusiv fundatiijexistente raman cele aferente TG existente,închiriata de la operatorul SACETVeolia.

Instalarea turbinei de gaze (TG) cu putere de 45 MWe si ardere suplimentara

38.900.000

183.755.820

Arderea suplimentara va acoperi numai in cazuri de indisponibilitate a altor agregate si pentru durata scurta de timp 0 sarcina termica de 15-20 Gcal.

Realizarea instalației de valorificare deșeuri menajere

50.000.000

232.650.000

Deseurile ramase după sortare vor fi uscate in instalațiile dedicate din MBT.

Reabilitarea in proporție de 20% a retelor termice primare si secundare, impreuna cu punctele si modulele termice

12.200.200

57.630.360

In cadrul prezentului proiect se propune reabilitarea numai a rețelelor primare,deoarece, in aceasta rețea pierderile sunt mult mai mari(cu circa 60% peste cele normate)


RomCapital • Invest; • •

Curs: 4.72381ei/euro

  • 2.2.2. Gruparea investițiilor in proiecte si corelarea cu sursele de finanțare disponibile

Proiectele propuse si stabilite ca fiind necesare pentru sustenabilitatea sistemului de termoficare Ploiești au fost analizate in cadrul strategiei întocmite in anul 2018, actualizata cu informațiile privind Directiva 410/2018. Masurile si proiectele stabilite ca soluții optime se refera la 2 aspecte fundamentale, si anume:

o conformarea surselor de producere a energiei termice la cerințele Directivei 2010/75/CE, respectiv aLegii nr.278/2013 privind emisiile industriale. In prezent numai turbina cu gaze se incadreaza in cerințele legale privind respectarea valorilor limita a concentrațiilor de emisii de NOX, iar CAF 2 poate funcționa in regim derogatoriu pana la finele anului 2022.

Cazanul nr.5, component al grupului energetic in cogenerare nr.5(C5+TA5), grup care asigura cea mai mare cantitate de energie termica in cogenerare, nu respecta cerințele privind valorile limita a concentrațiilor emisiilor de NOX, cerințe ce trebuiau respectate incepind cu 01.01.2016. Conform autorizației integrate de mediu lucrarea de înlocuire a instalației de ardere trebuia finalizata in vara anului 2018.

o Creșterea eficientei conform cerințelor Directivei 2012/27/CE care se poate realiza prin 3 categorii de lucrări si anume:

  • •  lucrări de instalare in CET Brazi a unor surse de producere a energiei in cogenerare de inalta eficienta in tehnologii cu eficienta globala de peste 84%, acestea fiind 2 turbine cu gaze;

o lucrări de instalare a unei instalații de cogenerare de inalta eficienta utilizând resurse regenerabile si anume valorificarea deșeurilor recuperate si uscate la instalația MBT care a fost pusa in funcțiune. Deseurile, prin procedeul de gazeificare se transforma in syngaz care este ars in motoare cu ardere interna.

  • •   lucrări de reabilitare a rețelelor termice primare si secundare, prin inlocuirea conductelor existente cu durata mare de funcționare si cu izolație din vata minerala care datorita vechimii si-a pierdut mult din capacitatea de izolare (garantata pentru 20 de ani).

Proiectele ce trebuie implementate sunt următoarele:

  • 2.2.2.I. Proiect nr. 1.1: înlocuirea instalației de ardere aferenta cazan nr. 5 (grup energetic CA5 + TA5), pentru asigurarea incadrarii in valorile limita admise pentru concentrația de NOx

Aceasta lucrare reprezintă implementarea măsurii primare de conformare la cerințele de mediu.

Finanțarea se face din bugetul Consiliului Județean

  • I. Indicatori de eficienta energetica a: proiectului sunt următorii:


RomCapital Invest j

  • •  reducerea concentrației de NOx in gazele de ardere de la circa 400 mg/Nmc de gaz uscate cu conținut de O2 de 3%. Ținând seama de durata de funcționare a acestui cazan pentru acoperirea curbei anuale de sarcina, deci a consumului de gaze naturale, coroborat cu reducerea de 300mg /Nmc gaze arse, se obține o reducere a cantitatii anuale de NOx de 356.643 t/an;

  • •  creștere randament global de cogenerare al grupului energetic din care face parte cazanul, cu l%(de la 68 %la 69%), datorita cresteriii randamentului cazanului urmare ainlocuirii instalației de ardere,ceea ce conduce lareducere consum de combustibil/gaze naturale cu 777,17 mii mc/an;

II. Contribuția la reducerea CO2

Urmare reducerii consumului de combustibil, se reducere cantitatea de CO2 aferent cantitatii de combustibil economisit; reducerea este de 1.5151 CO2/an;

  • 2.2.2.2. Proiect nr. 1.2: Instalarea a 2 cazane de apa fierbinte (CAF-uri) cu sarcina nominala de 50 Gcal fiecare.

Aceste cazane vor inlocui CAF-ul 2 existent, care poate funcționa in regim derogatoriu pana la finele anului 2022. Datorita regimului derogatoriu, conform prevederilor legale, acest cazan, nu mai poate fi modernizat pentru conformarea cu prevederile Directivei 2010/75/CE si respectiv Legii 278/2013, fiind necesara inlocuirea.

Finanțare se va asigura din bugetul Consiliului Judeetan.

  • I. Indicatori de eficienta energetica

In urma realizării investiției se obtinecresterea randament cu minim 4%( de la 91 %la 95%), ceea ce conduce la:

o reducere consum de combustibil/gaze naturale cu 1.412 mii mc/an;

o reducere cantitate NOx cu 13,1491 /an;

  • II. Contribuția la reducerea CO2

Reducereaconsumului de combustibil/gaze naturale cu 1.412 mii mc/an conduce la reducerea cantitatii de emisii de gaze cu efect de sera cu 2.7531 COî/an.

  • 2.2.2.3. Proiect nr. 2.1: Instalarea unei turbine cu gaze cu capacitatea de 25 MWe

Aceasta turbina va acoperi curba de sarcina pe întreg anul. In perioada de vara instalația de valorificare deșeuri va asigura diferența intre necesarul de consum si sarcina; in restul anului, adica in perioadele tranzitorii si in perioada de iarna va funcționa la sarcina nominala.

Finanțarea se va asigura astfel: 70% din împrumutul UAT cu rambursare prin mecanism ETS, iar 30% va fi asigurat din buget de stat, bugetul Consiliului Județean si /sau bugetul local.

RomCapital •

Investi

  • I. Indicatori de eficienta energetica

Proiectul, consta in realizarea unei surse de cogenerare de (nalta eficienta, cu eficienta globala de minim 84% si va conduce la obținerea următoarelor avantaje:

• creșterea eficientei globale in cogenerare cu 10-14%, ceea ce conduce la creșterea cantitatii de energie produsa in cogenerare de inalta eficienta. Comparativ cu situația actuala se estimează o reducere a consumului de gaze naturale cu 5.120.4 mii mc/an,

IE. Contribuția la reducerea cantitatii de CO2

Urmare a reducerii cantitatii de combustibil (gaze naturale) se reduce cantitatea de CO2 cu 9.982t CO2/an comparativ cu situația actuala.

  • 2.2.2.4. Proiect nr. 2.2: Instalarea unei turbine cu gaze cu capacitatea de 45 MWe

Aceasta va prelua partea mediana a curbei de sarcina, iar prin arderea suplimentara va prelua sarcina TG 25 MWe si a instalatei de vaiorificare deșeuri in situația indisponibilității acestora.

Finanțarea se poate asigura din Bugetul de stat, prin Ministerul Dezvoltării Regionale si Administrației Publice, in cadrul Programului Termoficare si Confort 2019-2030, in cuantum de 85% d n valoarea investiției si respectiv, in cuantum de 15% din fonduri proprii/buget iocal al UAT Ploiești.

  • I. Indicatori de eficienta energetica

• creșterea eficientei globale in cogenerare cu 10-14%, ceea ce conduce ia creșterea cantitatii de energie produsa in cogenerare de înalta eficienta. Conform prevederilor Directivei 2012/27/CE si comparativ cusituatia actuala se estimează o reducere a consumului de gaze naturale cu 9.492,3 mii mc/an;

  • II. Contribuții la reducerea COz.

Ca urmare aeconomiilor la cantitatatea de combustibil consumata se reduc emisiile după cum urmeaza:

Reducere cantitate gaze cu efect de sera: 18.505 tCO2/an;

Reducere cantitate NOx: 12,9 t/an;

Reducere cantitate SOz: 6,23 t/an

Reducere cantitate pulberi: 89 t/an.

2.2.2.S. Proiectnr. 2.3: Realizarea unei instalații de valorificare a deșeurilor rezultate in cadrul instaiatiei MBT existenta, cu putere de 12,9 MWe si 16,5 MWt {3 motoare termice cu putere electrica unitara de 4,3 MWE si 5,5 MWt fiecare.)

RomCapital

Invest;

Aceasta instalație va asigura acoperirea bazei curbei de sarcina, funcție de cantitatea de deșeuri disponibile pentru gazeificare. Sursele de finanțare ale investiției sunt;

  • •  70% prin împrumut ce se va contracta de Consiliul Județean pentru a demara lucrările, urmând sa fie rambursat prin mecanism ETS.

  • •  30% buget de stat, buget județean si buget local.

  • I. Indicatori de eficienta energetica

Realizarea proiectului asigura creșterea capacitatii de producere a energiei electrice si termice din resurse regenerabile, conform Directiv 2009/28/CE, obtinandu-se:

• Creșterea cantitatii de energie produsa din resurse regenerabile cu:83.000 MWe/an si

  • 146.801 MWt/an(126.335 Gcal);

« Reducerea consumului de combustibil convențional (gaze naturale) prin iniocuirea acestuia cu syngaz obtinut din gazeificarea deșeurilor menajere ramase in urma sortării si uscării la instalația MBT: 228.026 MW (23.642,687 mii mc/an gaze naturale);

  • II. Contribuții la reducerea CO2

Prin filtrul PARS (Plasma Assested Reforming Scrubber - element care imbunatateste eficienta energetica a centralelor pe biomasa prin gazeificare, cu 15-20%) prevăzut in cadrul instalației degazeificare se elimina integral emisiile de SO2,NOx si compușilor organici volatile (COV-uri), deci contribuie la reducerea amprentei de carbon, dar nu contribuie la reducerea cantitatii de CO2.

  • 2.2.2.6. Proiect nr. 3: Reabilitarea in proporție de 20% a rețelelor termice primare si secundare, impreuna cu punctele si modulele termice

La nivelul studiului de fezabilitate se va face o prroritizare a execuției rebilitarilor, funcție de rezultatele unei analize multicriteriaie.

Finanțarea se poate asigura din Bugetul de stat prin Ministerul Dezvoltării Regionale si Administrației Publice, in cadrul Programului Termoficare si Confort 2019-2030, in cuantum de 85% din valoarea investiției si respectiv, in cuantum de 15% din fonduri proprii/buget local al UAT Ploiești.Șansele de obținere a finanțării sunt ridicate deoarece SACET Ploiești va obține un punctaj ridicat atat datorita eficientei energetice a proiectului cat si datorita faptului ca acesta are un grad de bransare relativ mare compartiv cu alte sisteme de termoficare din tara, situandu-se din acest punct de vedere după sistemul de termoficare din București.

  • I. Indicatori de eficienta energetica

Ca urmarea realizării proiectului se obțin următoarele avantaje energetice:

» Reducerea pierderilor de energie termica cu 14.869 Gcal/an;

• Reducera consumului de combustibil cu 1.990.1 mii mc gaze naturale;

RomCapitai; a Invest ■


II. Contribuții la reducerea CO2

Urmare a reducerii consumului de combustibil, cu 1.990,1 mii mc gaze naturale se obțin reduceride emisii in atmosfera, adica se reduce amprenta de carbon, astefl:

  • •  Gaze cu efect de sera: 3.880 tCOî/an;

  • •  NOx: 5,01 t/an;

  • •  SO2: 2,421 /an;

  • •   Pulberi: 0,35 t/an;

  • 3. Revizie la analiza economico-finandara

Analiza economico-financiara a proiectelor propuse si a sistemului de termoficare a fost realizata luând in considerare atat contextul economic si social din Județul Prahova si Municipiul Ploiești (analiza "macro") cat si costurile si veniturile de operare la nivelul sistemului de termoficare analiza "micro".

Pentru analiza economico-financiara a proiectelor de investiții propuse a fost construit un model financiar in Excel in care au fost introduse datele de intrare (investiții, costuri de operare, venituri, etc.) si au fost calculați indicatorii financiari si economici.

In cadrul analizei au fost evaluate performantele financiare si economice ale următoarelor proiecte de investiții:

  • •   Proiect nr. 1.1 înlocuirea instalației de ardere aferenta CA5 + TA5, pentru asigurarea încadrării in valorile limita admise pentru concentrația de NOx;

  • •  Proiect nr. 1.2 Realizarea a 2 CAF-uri noi cu debit de 50Gcal/ora care sa inlocuiasca CAF-ul 2 existent.

  • •   Proiect nr. 2.1 Instalarea unei turbine cu gaze cu putere de 25 MWe;

  • •   Proiect nr. 2.2 Instalarea unei turbine cu gaze cu cazan recuperator si ardere suplimentara de 14,5 Gcal/h, cu putere de 45 MWe;

  • •   Proiect nr. 2.3 Realizarea unei instalații de valorificare a deșeurilor rezultate in cadrul instalației MBT existenta, putere de 12,9 MWe si 16,5 MWt (3 motoare termice cu putere electrica unitara de 4,3MWe si 5,5 MWt);

  • •   Proiect nr. 3 Reabilitarea si modernizarea rețelelor termice primare si secundare, împreuna cu punctele si modulele termice;

  • 3.1. Analiza financiara

Analiza financiara a proiectelor a fost realizata considerând metodologia din "Ghidul pentru realizarea Analizei Cost-Beneficiu a proiectelor de investiții, instrument de evaluare economica pentru Politica de Coeziune 2014-2020", emis de către Comisia Europeana in Decembrie 2014.

RomCapital

Invest

Pentru analiza financiara au fost considerați următorii indicatori:


  • •  Valoarea Actualizata Neta Financiara (VAN-F) calculata considerând un factor de actualizare de 4,0% in termeni reali asa cum este recomandat de "Ghidul pentru realizarea Analizei Cost-Beneficiu a proiectelor de investiții. Instrument de evaluare economica pentru Politica de Coeziune 2014-2020", emis de către Comisia Europeana in Decembrie 2014;

  • •  Rata Interna de Rentabilitate Financiara (RIR-F) calculat conform prevederilor "Ghidului pentru realizarea Analizei Cost-Beneficiu a proiectelor de investiții. Instrument de evaluare economica pentru Politica de Coeziune 2014-2020", emis de către Comisia Europeana in Decembrie 2014;

Analiza financiara a fost realizata in RON utilizând preturi constante (fara inflație).

  • 3.1.1. Valoarea proiectelor de investiții

In cadrul analizei au fost folosite următoarele elemente legate de valoarea investițiilor:

° Valoarea investițiilor inițiale:

o Proiect 1.1: 8.755.680 RON;

o Proiect 1.2: 22.244.160 RON;

o Proiect 2.1:58.858.550 RON;

o Proiect 2.2; 183.755.820 RON;

o Proiect 2.3: 232.650.000 RON;

o Proiect 3:57.630.360 RON;

« Reinvestitii: Pe perioada de realizare a analizei s-a considerat ca aceste proiecte nu vor avea nevoie de reinvestitii majore altele decât cheltuielile normale de întreținere;

■ Valoare reziduala: Perioada de analiza considerata a fost de 20 de ani de operare iar la finalul acestei perioade s-a considerat ca valoarea reziduala a proiectelor de investiții va fi egala cu zero.

  • 3.1.2. Impactul proiectelor pe activitatea operaționala

Analiza proiectelor de investiții a fost realizata considerând o abordare incrementala care presupune luarea in calcul doar a impactului net al implementării proiectului asupra activitatii operaționale (reducere sau creștere de costuri, reducere de venituri, etc.). Aceasta abordare este in linie cu prevederile metodologice din "Ghidul pentru realizarea Analizei Cost-Beneficiu a proiectelor de investiții. Instrument de evaluare economica pentru Politica de Coeziune 2014-2020", emis de către Comisia Europeana in Decembrie 2014.

Impactul net al fiecărui proiect de investiții propuse asupra activitatii operaționale este următorul:

RomCapital , In vest• •

Proiect 1.1 înlocuirea instalației de ardere aferenta CA5 + TA5, pentru asigurarea încadrării in valorile limita admise pentru concentrația de NOx:

o reducere taxa de mediu aferenta NOx redus, cu 14.265,73 lei/an;

o reducere consum de combustibii/gaze naturale cu 777,17 mii mc/an;

o reducere cantitate de CO2 aferent cantitatii de combustibil redus cu 1.515 tone COz/an;

  • •  Proiect 1.2 Realizarea a 2 CAF-uri noi cu debit de 50Gcal/ora care sa înlocuiască CAF-ul 2 existent:

o reducere taxa de mediu aferenta NOx redus, cu 526 lei/an;

o reducere consum de combustibil/gaze naturale cu 1.412 mii mc/an;

o reducere cantitate de CO2 aferent cantitatii de combustibil redus cu 2.753 tone COz/an;

  • •  Proiect 2.1 Instalarea unei turbine cu gaze cu putere de 25 MWe:

o Contribuția la creșterea eficientei energetice prin creșterea cantitadi de energie produsa in cogenerare de înalta eficienta. Comparativ cu situația actuala se estimează o reducere a consumului de gaze naturale cu 5.120,4 mii mc/an.

o Reducerea cantitatii de emisii de CO2 cu 9.982t COz/an comparativ cu situația actuala;

  • •  Proiect 2.2 Instalarea unei turbine cu gaze cu cazan recuperator si ardere suplimentara de 14,5 Gcai/h, cu putere de 45 MWe:

o Contribuția la creșterea eficientei energetice: Economia de energie primara / gaze naturale s-a stabilit conform prevederilor Directivei 2012/27/CE si este de: 9.492.3 mii mc;

o Reducere cantitate gaze cu efect de sera: 18.505 tCCh/an cu impact pe reducerea costurilor ca urmare a neachizitionarii certificatelor de CO2 aferente reducerii de consum de combustibil;

  • •   Proiect 2.3 Realizarea unei instalații de valorificare a deșeurilor rezultate in cadrul instalației MBT existenta, putere de 12,9 MWe si 16,5 MWt (3 motoare termice cu putere electrica unitara de 4,3MWe si 5,5 MWt):

o Creșterea cantitatii de energie produsa din resurse regenerabile cu: 83.000 MWe/an si

  • 146.801 MWt/an (126.335 Gcal);

o Cantitatea de combustibil fosil inlocuit de resurse regenerabile si anume syngaz obtinut din gazeificarea deșeurilor menajere ramase in urma sortării si uscării la instalația MBT: 228.026 MW(23.642,687 mii mc/an gaze naturale);

  • •  Proiect 3 Reabilitarea si modernizarea rețelelor termice primare si secundare, împreuna cu punctele si modulele termice;

RomCapital; *•«

Investi

o Reducerea pierderilor de energie termica cu 14.869 Gcal/an;

o Reducera consumului de combustibil cu 1.990,1 mii mc gaze naturale;

o Reducere cantitate gaze cu efect de sera: 3.880 tCO2/an cu impact pe reducerea costurilor ca urmare a neachizitionarll certificatelor de CO2 aferente reducerii de consum de combustibil

  • 3.1.3. Indicatori financiari; Valoare Actualizata Neta Financiara (VANF) si Rata Interna de Rentabilitate Financiara (RIRF)

Indicatorii financiari obținuți ca urmare a rulării analizei financiare a proiectelor de investiții sunt prezentați sintetic in următorul tabel:

Tabel 30!ndicatorii rezultați din analiza financiara

Proiecte                                     Analiza financiara

Valoarea Actualizata Neta Financiara

Rata Interna de

Rentabilitate

Financiara

RON

%

Proiect 1.1: înlocuirea instalației de ardere aferenta CA5 + TA5, pentru asigurarea incadrarii in valorile limita admise pentru concentrația de NOx

6.044.228

11,0%

Proiect 1.2: Realizarea a 2 CAF-uri noi cu debit de 50Gcal/ora care sa înlocuiască CAF-ul 2 existent

3.422.921

5,8%

Proiect 2.1: Instalarea unei turbine cu gaze cu putere de 25 MWe

34.660.518

10,2%

Proiect 2.2: Instalarea unei turbine cu gaze cu cazan recuperator si ardere suplimentara de 14,5 Gcal/h, cu putere de 45 MWe

19.524.247

5,2%

Proiect 2.3: Realizarea unei instalații de valorificare a deșeurilor rezultate in cadrul instalației MBT existenta, putere de 12,9 MWe si 16,5 MWt (3 motoare termice cu putere electrica unitara de 4,3MWe si 5,5 MWt).

95.155.227

8,5%

Proiect 3: Reabilitarea rețelelor primare si secundare, puncte si module termice, in special a zonelor care

6.550.898

5,3%

înregistrează pierderi ridicate

RomCapital;J*e

Invest»»*

Toate proiectefe de investiții analizate înregistrează vaiori pozit . e ale Valorii Actualizate Nete Financiare si vaiori mai mari decât factorul de actualizare de 4% pentru Rata Interna de Rentabilitate Financiara ceea ce ilustrează clar ca proiectele sunt viabile pentru finanțare. Dorim sa menționam ca implementarea acestor proiecte va necesita ajustări de preturi pentru consumatori determinate in principal de structura de finanțare finala a acestor proiecte (cu cat componenta de granturi si subvenții va fi mai mare, cu atat impactul pe preturi si tarife va fi mai redus pe termen scurt si mediu).

  • 3.2. Analiza economica

Analiza economica a proiectelor a fost realizata considerând metodologia din "Ghidul pentru realizarea Analizei Cost-Beneficiu a proiectelor de investiții. Instrument de evaluare economica pentru Politica de Coeziune 2014-2020", emis de către Comisia Europeana in Decembrie 2014.

Pentru analiza economica au fost considerați următorii indicatori:

  • •  Valoarea Actualizata Neta Economica (VAN-E) calculata considerând un factor de actualizare de 5.0% in termeni reali asa cum este recomandat de "Ghidul pentru realizarea Analizei Cost-Beneficiu a proiectelor de investiții, instrument de evaluare economica pentru Politica de Coeziune 2014-2020", emis de către Comisia Europeana in Decembrie 2014;

  • •   Rata Interna de Rentabilitate Economica (RIR-E) calculat conform prevederilor "Ghidului pentru realizarea Analizei Cost-Beneficiu a proiectelor de investiții, instrument de evaluare economica pentru Politica de Coeziune 2014-2020", emis de către Comisia Europeana in Decembrie 2014;

  • •   Indicatorul Beneficiu-Cost care trebuie sa înregistreze vaiori mai mari de 1 pentru ca proiectul sa fie viabil din punct de vedere economic.

Analiza economica a fost realizata in RON utilizând preturi constante (fara inflație).

  • 3.2.1. Impactul proiectelor din punct de vedere economic

Analiza proiectelor de investiții a fost realizata considerând o abordare incrementala care presupune luare in caicul doar a impactului net al implementării proiectului asupra activitatii operaționale (reducere emisiilor de CO2, NOx, SO2, pulberi). Aceasta abordare este in linie cu prevederile metodologice din "Ghidul pentru realizarea Analizei Cost-Beneficiu a proiectelor de investiții, instrument de evaluare economica pentru Politica de Coeziune 2014-2020", emis de către Comisia Europeana in Decembrie 2014.

Impactul net al fiecărui proiect de investiții propuse asupra activitatii operaționale este următorul:

  • *   Proiect 1.1 înlocuirea instalației de ardere aferenta CA5 + TAS, pentru asigurarea incadrarii in valorile limita admise pentru concentrația de NOx:

o reducere cantitate NOx cu 356.643,13 Kg/an;

o reducere cantitate de CO2 aferent cantîtatii de combustibil redus cu 1,515 tone COj/an;

  • •   Proiect 1.2 Realizarea a 2 CAF-uri noi cu debit de 50Gcal/ora care sa înlocuiască CAF-uî 2 existent:

o reducere cantitate NOx cu 13.148,87 Kg/an;


RomCapitaH**e

Investi* ••

o reducere cantitate de CO2 aferent cantitatii de combustibil redus cu 2.753 tone COs/an;

» Proiect 2.1 instalarea unei turbine cu gaze cu putere de 25 MWe:

o Reducerea cantitatii de emisii de CO2 cu 9.982t C02/an comparativ cu situația actuala;

» Proiect 2.2 Instalarea unei turbine cu gaze cu cazan recuperator si ardere sup/imentara de 14,5 Gcal/h, cu putere de 45 MWe:

o Reducere cantitate gaze cu efect de sera: 18.505 tCOz/an;

o Reducere cantitate NOx: 12,9 t/an;

o Reducere cantitate SO2: 6,23 t/an

o Reducere cantitate pulberi: 89 t/an.

  • •   Proiect 2.3 Realizarea unei instalații de valorificare a deșeurilor rezultate in cadrul instalației MBT existenta, putere de 12,9 MWe si 16,5 MWt (3 motoare termice cu putere electrica unitara de 4,3MWe si 5,5 MWt):

o Creșterea cantitatii de energie produsa din resurse regenerabile cu: 83.000 MWe/an si

  • 146.801 MWt/an (126.335 Gcal);

o Reducerea sumelor plătite pentru depozitarea deșeurilor in depozite autorizate, cu 2.149.093 iei/an;

  • •   Proiect 3 Reabilitarea si modernizarea rețelelor termice primare si secundare, împreuna cu punctele si modulele termice;

o Reducere cantitate gaze cu efect de sera:

  • -  CO2: 3.880 t/an;

  • -  NOx: 5,01 t/an

■ SOz: 2,421 /an

0 Pulberi: 0,35 t/an.

Reducerea emisiilor de gaze cu efect de sera a fost monetîzata si cuantificata in analiza economica folosind prevederile din "Ghidul pentru Analiza Cost Beneficiu al proiectelor de termoficare finanțate din Fonduri de Coeziune si Fondul European de Dezvoltare Regionala in perioada 2007-2013" realizate de JASPERS si Ministerul Mediului pentru sectorul de termoficare din Romania. Valorile economice recomandate in acest ghid pentru reducerea emisiilor sunt următoarele:

0 NOx: 8,200 Euro/tona;

  • •  SO2: 250 Euro/tona;

  • •  Pulberi: 51,000 Euro/tona;

  • 3.2.2. Indicatori economici: Valoare Actualizata Neta Economica (VANE) si Rata Interna de Rentabilitate Economica (RIRE)

A '

t

RomCapital; • #

Invest ■ •

indicatorii economici obținuți ca urmare a rulării analizei economice a proiectelor de investiții sunt prezentat! sintetic in următorul tabel:

Tabel 31lndicatorii rezultați din analiza economica

Proiecte

Analiza economica

Valoarea Actualizata Neta Economica 1

Rata Interna de Rentabilitate Economica

Indicatorul Beneficiu-Cost

RON

%

Indicator

Fisa 1.1: înlocuirea instalației de ardere aferenta CA5 + TA5, pentru asigurarea încadrării in valorile limita admise pentru concentrația de NOx

168.266.911

169,4%

21,18

Fisa 1.2: CAF-uri

6.959.850

8,7%

1,34

Fisa 2.1; Instalarea unei turbine cu gaze cu putere de 25 MWe

26.388.454

10 2%

1,51

Fisa 2.2: Instalarea unei turbine cu gaze cu cazan recuperator si ardere suplimentara de 14,5 Gcal/h, cu putere de 45 MWe

11.055.868

5,8%

1,05

Fisa 2.3: Realizarea unei instalații de valorificare a deșeurilor rezultate in cadrul instalației MBT existenta, putere de 12,9 MWe si 16,5 MWt (3 motoare termice cu putere electrica unitara de 4,3MWe si 5,5 MWt).

90.377.545

9,6%

1,77

Fisa 3: Reabilitarea rețelelor primare si secundare, puncte si module termice, in special a zonelor care înregistrează pierderi ridicate

4.549.193

6,0%

1,07

Toate proiectele de investiții analizate înregistrează valori pozitive ale Valorii Actualizate Nete Economice si valori mai mari decât factorul de actualizare de 5% pentru Rata Interna de Rentabilitate Economica ceea ce ilustrează clar ca proiectele sunt viabile pentru finanțare. De asemenea, indicatorul beneficiu-cost înregistrează valori mai mari decât 1 pentru toate proicteie analizate iiustrand sustenabîlitatea economica a acestora.

  • 3.3. Sustenabîlitatea in exploatarea viitoare

Sustenabîlitatea operării pe termen scurt, mediu si lung a fost analizata considerând ca toate proiectele de investiții vor fi implementate intr-un prizont de timp rezonabil conforma graficului de implementare

RomCapital ; • Invest;

prezentat in acest raport. A fost realizata o prognoza a activitatii operaționale considerând următoarele ipoteze generale:

  • •  A fost realizata o prognoza a cantitatilor facturate de energie termica;

  • •  A fost realizata o prognoza a cantitatilor vândute de energie electrica considerând impactul implementării proiectelor de investiții;

  • •  A fost realizata o prognoza a impactului implementării proiectelor de investiții asupra costurilor de exploatare;

  • •   Prognoza a fost realizata in preturi constante (fara inflație);

  • •  Au fost considerate preturile din actul adițional la contractul de concesiune cu Veolia;

  • •   Preturile unitare folosite in prognoza au fost cele inregistrate in operare in anul 2018;

  • •  Singurele elemente de cost unitar pentru care s-au considerat creșteri in termeni reali au fost costurile cu personalul (2.0% creștere anuala in termeni reali) si CO2 pentru care s-a considerat o creștere graduala pana la atingerea unei valori de 40 Euro/tona in anul 2030.

In graficul următor este prezentata evoluția profitabilității activitatii de operare masurata prin intermediul indicatorului Rata EBITDA (rata profitului din exploatare inainte de amortizare si redeventa):



Figura 8Sustenabilitatea operării

Rezultatele din figura anterioara ilustrează ca activitatea va avea o dezvoltare sustenabila daca se va adopta o politica de preturi si tarife care sa fie in linie cu evoluția costurilor (sa asigure respectarea principiilor europene al "acoperirii totale a costurilor" si "poluatorul plătește").

Sustenabilitatea operării a fost testata si din punct de vedere al suportabilitatii consumatorilor. Considerând preturile actuale, nivelul indicelui de suportabilitate este următorul:

  • •  Sub 4% (3,89%) din venitul anual mediu disponibil al gospodăriilor daca se considera prețul local de facturare;

  • •  7,6% din venitul anual mediu disponibil al gospodăriilor daca se considera ca prețul plătit de populație ar fi tariful de referința stabilit in actul adițional la contractul de concesiune cu Veolia.

RomCapital;;; lnvest;»«»

Diferența intre cele doua abordări este importanta dar in ambele cazuri se înregistrează valori care sunt sub nivelul maxim suportabil de 8.0% dat ca referința in "Ghidul pentru Analiza Cost Beneficiu ai proiectelor de termoficare finanțate din Fonduri de Coeziune si Fondul European de Dezvoltare Regionala in perioada 2007-2013" realizat de JASPERS si Ministerul Mediului pentru sectorul de termoficare din Romania.

RomCapital;

Invest;

  • 4. CONCLUZII SI RECOMANDĂRI

Ultimul an a reprezentat pentru municipiul Ploiești o provocare pentru sectorul determoficare. începând cu necesitatea identificării unei soluții pentru operarea serviciilor si continuând cu modificările cadrului legal pentru finanțarea investițiilor (apariția Directivei 410/201S si a Progrmului nou Termoficare-Confort), toate schimbările au condus la necesitatea actualizării Strategiei locale si structurării proiectelor prioritare, prin determinarea indicatorilor de rezultat si corelarea cu surse definantare. Aceste schimbări ale cadrului instituțional si legal au fost reflectate in Cap. 1 Revizie la cadrul legal si instituțional.

Consultantul a pregătit la Cap. 2.3 Evaluarea investițiilor, 6 fise de proiect, dintre care una conform cerinței din Caietul de Sarcini, si anume: Fisa de proiect ce va fi depusa la Ministerul Energiei in procesul de implementare a Directivei (UE) 2018/410. De altfel, acest proiect a si fost aprobat in cadrul mecanismului specificat la art. 10c, după o consultare prealabila intre Ministerul Energiei si Consultant.

Trebuie precizat ca pregătirea si implementarea celor 6 proiecte trebuie astfel planificata ținând cont de perioada de extindere de timp acordata prezentului Concesionar, Veolia Energie Prahova, prin Actul Adițional nr. 4. Practic, la data lansării procedurii de concesiune pentru continuarea operării serviciilor de alimentare cu energie termica, proprietarul infrastructurii trebuie sa cunoască bunurile ce vor face obiectul concesiunii. Pentru a economisi timp, o soluție viabila este de a pregăti proiectele împreuna cu actualul Concesionar, urmând sa fie recunoscute in tarif costurile suportate de acesta.

O acțiune importanta o reprezintă cunoașterea impactului acestor proiecte asupra rezultatelor financiare ale activitatii operaționale. Au fost identificați o serie de indicatori legați de economii de combustibil si emisii reduse reflectate in economii de costuri. Impactul proiectelor poate fi determinat individual si cumulat, asupra actualului Concesionar (Actul Adițional nr. 4) si in perspectiva noului contract de concesiune. Consultatul a realizat o simulare, in baza datelor disponibile, la Cap. 3.4 Sustenabilitatea in exploatarea viitoare. In plus, sugeram realizarea unui plan de masuri prin care Primăria sa vina in sprijinul direct al operatorului pentru crestereacantitatii de energie termica vanduta, respectiv conectarea unor noi consumatori casnici (complexe rezidențiale fînalizate/in construcție) sau non-casnici (scoli / spitale / hoteluri finalizate/in construcție).

O preconditie pentru realizarea managementului proiectelor si asigurarea managementului contractului de concesiune este intarirea instituționala a aparatului administrativ. In Anexa 2 - Calendar detaliat de implementare, Consultantul a realizat o planificare realista. Asa cum reiese din Anexa, cele doua activitati nu pot fi privite separat iar volumul de activitate, cel puțin pe următorii 3 ani, depășește resursele si competentele disponibile. In condițiile in care pentru unele proiecte se sugerează implicarea BERD, ale cărei exigente profesionale sunt bine-cunoscute, consideram necesara externalizarea managementului, cel puțin pentru o perioada necesara asigurării transferului de know-how.

Concret, pana la sfârșitul anului 2019, municipalitatea poate contracta o Unitate externa de management a proiectelor care sa participe la pregătirea si implementarea investițiilor, pe de o parte, precum si la pregătirea si contractarea viitorului contract de concesiune. Echipa va acoperi mai multe specializări (ingineri, economiști, juriști, experti achiziții) iar dintre sarcinile personalului enumerăm: verificare studii de fezabilitate si contribuții la realizarea acestora, verificare proiecte tehnice si contribuții la realizarea acestora, verificare aplicații de finanțare si contribuții la realizarea acestora, realizare documentații de atribuire pentru lucrări, echipamente si servicii, pregătire cereri de rambursare, sprijin acordat municipalității in misiunile de audit, transferul d eknow-how, promovare si publicitate, etc.

Rom Capi tal; e

Invest;

Anexa 1 Fise de proiecte

Fisa de proiect nr. 1.1 - Conformarea cu Directiva 2010/75/CE si respectiv Legii 278/2013

Sursa de finanțare - bugetul O

  • 1.  Definirea investiției: înlocuirea instalației de ardere aferenta CA5 + TA5, pentru asigurarea încadrării in valorile limita admise pentru concentrația de NOx.

  • 2.  Obiectul investiției: Conformarea cu Directiva 2010/75/CE si respectiv cu Legea 278/2013.

  • 3.  Efectele investiției: Reducerea valorilor emisiilor de NOx sub limitele admise.

  • 4.  Perioada de realizare a investiției este de 14 luni, cu precizarea ca in perioada de iarna nu se pot executa lucrării. In aceasta perioada este inclusa si desfasurarea procedurii concurentiale de contractare a proiectări si execuției a lucrării. Astfel, in maxim 60 de zile prin procedura „simplificata" se poate stabili executantul, urmând ca in perioada noiembrie 2019- martie 2020 sa se întocmească proiectarea si execuția echipamentelor, iar in perioada aprilie - octombrie 2020 (perioada in care nu se livrează energie termica pentru încălzire si deci cazanul nu funcționează) sa se execute efectiv lucrările de montaj, probe si punere in funcțiune a cazanului cu noua instalație de ardere.

NB: conform actului adițional nr. 4/25.04.2019 C! are obligația de a realiza aceste investiții pana ia data de 15.06.2020, altfel va fi penalizat de către Veolia Energie Prahova cu eventuale costuri suplimentare de neconformare, inclusiv pierderi de venituri din exploatare

  • 5.  Valoarea investiției, este de 1.850.000 euro, adica 8.755.680 lei, fara TVA.

Cursul leu/euro: 4,7328 lei/euro, din data de 01.07.2019.

Valoarea investiției este aferenta numai implementării măsurii primare de reducere a concentrației emisiilor de NOx, adica numai pentru reabilitarea /înlocuirea instalației de ardere a cazanului. Studiul de fezabilitate existent (realizat de Veolia) cuprinde si implementarea masurilor secundare care nu sunt necesare in prezent.

  • 6.  Indicatorii de eficienta economico-financiara (VAN, RIR)

    Rezultate analiza financiara

    u.m.

    Indicatori |

    Valoare Actualizata Neta Financiara (VAN-F)

    RON

    6.044.228

    Rata interna de Rentabilitate Financiara (RIR-F)

    %

    -

    11,0%

    î Rezultate analiza economica

    u.m.

    Valoare

    Valoare Actualizata Neta Economica (VAN-E)

    RON

    168.266.911

    | Rata interna de Rentabilitate Economica (RIR-E)

    %

    169,4%

    Indicatorul Beneficii-Costuri (IBC)

    indicator

    21,18 1

7. Efectele proiectului: -reducere cantitate NOx cu 356.643,13 Kg/an;

RomCapital

Invest •••

  • 1.7.1  reducere taxa de mediu aferenta NOx redus, cu 14.265,73 lei/ar

  • 1.7.2  creștere randament globai cogenerare cu 1% (de la 68 % la 69%), ceea ce conduce la:

o reducere consum de combustibil/gaze naturale cu 777,17 mii mc/an;

o reducere cantitate de CO2 aferent cantitatii de combustibil redus cu 1.515 tone COî/an;

  • 8.  Sursele de finanțare ale investiției (sursa de finanțare si procentul aferent din investiție) -100% bugetul CJ.

  • 9.  Beneficiar: Consiliul Județean

  • 10. Criterii de selecție a investiției: Conformarea cu Directiva 2010/75/CE si respectiv cu Legea 278/2013.

Alte condiții:

  • A.  Pregătirea proiectului - se va reaiiza de către CJ, care va întocmi in regim de urgenta, documentația de atribuire si va desfasura procedura de contractare a contractului de proiectare si execuție lucrări de reabilitare/inlocuire instalație de ardere cazan energetic nr. 5{CAE 3). Pentru a scurta timpul de implementare, se poate investiga opțiunea pregătirii proiectului împreuna cu Veolia Energie Prahova, urmând ca aceasta sa-si recupereze prin tarif cheltuielile efectuate.

  • B.  Implementarea proiectului - este obligatoriu de realizat conform programului de mai sus, fiind deja depășit termenul de conformare din Autorizația integrata de mediu. Valorile concentrațiilor de NOx din gazele arse evacuate din cazan depasesc valorile limita stabilite de Directiva 2010/75/CE si respectiv legea 278/2013. Astfel, Agenția Naționala pentru Protecția Mediului este pusa in situația de a dispune sistarea funcționarii! cazanului si in consecința, in iarna următoare, nu se poate asigura energia termica pentru incalzire decât in proporție de circa 50% si fara o sursa de producere a energiei termice de rezerva.

Fisa de proiect nr. 1.2 - CAF Sursa de finanțare - bugetul CJ

  • 1.  Definirea investiției: Realizarea a 2 CAF-uri noi cu debit de 50Gcal/ora care sa înlocuiască CAF-ul 2 existent.

  • 2.  Obiectul investiției: Conformarea cu prevederile Directivei 2010/75/CE si respectiv Legii 278/2013.

  • 3.  Efectele investiției: Reducerea concentrației emisiilor de NOx sub valorile limita admise.

  • 4.  Perioada de realizare a investiției este de 16 luni, incluzând procedura concurentîala de contractare a proiectări si execuției lucrărilor.

  • 5.  Valoarea investiției, 4.700.000 Euro, respectiv 22.244.160 lei, fara TVA

Cursul leu/euro: 4,7238 îei/euro, valabil in data de 01.07.2019

6. Indicatorii de eficienta economico-financiara (VAN, RIR)

Rezultate analiza financiara

Indicatori

Valoare Actualizata Neta Financiara (VAN-F)

RON

3.422.921

RomCapital i • •, Invest: • • •

Rata Interna de Rentabilitate Financiara (RIR-F)

L                                             ____

5,8%



i Rezultate analiza economica

u.m.

Valoare

• Valoare Actualizata Neta Economica (VAN-E)

’ RON

6.959.850

. Rata Interna de Rentabilitate Economica (RIR-E)

%

8,7%

Indicatorul Beneficii-Costuri (IBC)

indicator

1,34

  • 7.  Efectele proiectului:

  • 1.7.1   reducere cantitate NOx cu 13.148,87 Kg/an;

  • 1.7.2  reducere taxa de mediu aferenta NOx redus, cu 526 lei/an

  • 1.7.3  creștere randament cu minim 4% (de la 91 %ia 95%), ceea ce conduce la:

reducere consum de combustibil/gaze naturale cu 1.412 mii mc/an; reducere cantitate de CO2 aferent cantitatii de combustibil redus cu 2.753 tone COî/an;

  • 8.  Sursele de finanțare ale investiției (sursa de finanțare si procentul aferent din investiție) -100% bugetul CJ.

  • 9.  Beneficiar: Consiliu! Județean

  • 10. Criterii de selecție a investiției: Conformarea cu prevederile Directivei 2010/75/CE si respectiv a Legii 278/2013.

Alte condiții:

  • C.  Pregătirea proiectului - se va realiza de către CJ, care va contracta in regim de urgenta asistenta tehnica pentru întocmirea Studiului de Fezabilitate si a documentației de licitație a contractului de proiectare si execuție a lucrărilor. Pentru a scurta timpul de implementare, se poate investiga opțiunea pregătirii proiectului împreuna cu Veolia Energie Prahova, urmând ca aceasta sa-si recupereze prin tarif cheltuielile efectuate.

  • D. Implementarea proiectului este absolut necesara, cu punerea in funcțiune pana la 01.01.2023 deoarece, pana la aceasta data CAF 2 existent, poate funcționa in regim derogatoriu. Pentru ca

- functuioneaza in regim derogatoriu Legislația nu mai permite reabilitarea acestuia din acest motiv fiind necesara înlocuirea cu 2 CAF-uri confrom Strategiei locale.

Fisa de proiect nr. 2.1 - Investiții ia sursa, finanțare certa, aprobata de Ministerul Energiei

Sursa de finanțare - Fondul de modernizare - de art 10c si lOd modificate prin Directiva (UE) 2018/410Proiect < 12,5 milioane euro - alocare directa

Propus la ședința de lansare

  • 1.  Definirea investiției: Montarea de surse noi de producere a energiei termice pentru acoperirea curbei de consum intr-o perioada de minim 20 de ani, in SACET Ploiești.

  • 2.  Obiectul investiției: Instalarea unei surse noi de producere a energie termice in cogenerare de inalta eficienta, si anume: Instalarea unei turbine cu gaze cu putere de 25 MWe.

  • 3.  Efectele investiției

  • 1.3.1 Contribuția la creșterea eficientei energetice

RomCapitaL InvestJ***

1.3.1.1Contributia la creșterea eficientei energetice prin creșterea cantitatii de energie produsa in cogenerare de inalta eficienta. Comparativ cu situația actuala se estimează o reducere a consumului de gaze naturale cu 5.120,4 mii mc/an;

  • 1.3.2 Contribuția la reducerea emisiilor de CO2

  • 1.3.2.1 Reducerea cantitatii de emisii de CO2 cu 9.982t CO^an comparativ cu situația actuala.

  • 4.  Perioada de realizare a investiției este de 3 ani, incluzând perioada de întocmire a documentației de finanțare, procedura concurentiala de contractare a proiectări si execuție a lucrărilor.

  • 5.  Valoarea investiției, in Euro si RON

  • 1.5.1 Turbina cu gaze de 25 Mwe -12.460.000 Euro, adica 58.858.550.00 lei; Cursul leu/euro: 4,7238 lei/euro, valabil in data de 01.07.2019.

  • 6.  Indicatorii de eficienta economico-fînanciara (VAN, RIR)

    I Rezultate analiza financiara

    u.m.

    Indicatori

    Valoare Actualizata Neta Financiara (VAN-F)

    RON

    34.660.518

    Rata Interna de Rentabilitate Financiara (RIR-F)

    %

    10,2%

    Rezultate analiza economica

    u.m.

    Valoare

    ' Valoare Actualizata Neta Economica (VAN-E)

    RON

    26.388.454

    ( Rata Interna de Rentabilitate Economica (RIR-E)

    %

    10,2%

    Indicatorul Beneficii-Costuri (1BC)

    indicator

    1,51

  • 7.  Sursele de finanțare ale investiției (sursa de finanțare si procentul aferent din investiție)

  • 1.7.1  70% prin împrumut IFI contractat de Primăria Municipiului Ploiești pentru a demara lucrările, urmând sa fie rambursat prin mecanism ETS.

  • 1.7.2  30% buget de stat, buget judetan si buget local.

Adăugate in urma clarificării

  • 8.  Beneficiar: din SACET Ploiești sursa si rețele primare sunt in proprietatea Consiliului Județean Prahova si punctele termice si rețelele secundare sunt ale UAT Ploiești. Ținând seama de prevederile Legii 325/2006, asa cum a fost completata si modificata, care prevede Ia art.8 alin(l) "înființarea, organizarea, coordonarea, monitorizarea si controlul serviciului public de alimentare cu energie termica constituie obligații ale autoritatilor administrației publice locale", serviciul de alimentare cu căldură este la nivel de municipiul Ploiești, astfel ca resposabilitatea revine Consiliului Local. Din acest considerent, in prezent, se desfasoara activitatea de analiza a modalitati prin care sursa de producere a energiei electrice si termice si rețelele primare sa treaca de la Consiliul Județean la UAT. Ca urmare, UAT va fi Implicata direct in proiectele aferente CET Brazi.

RomCapitati • •

Invest •••

  • 9. Criterii de selecție a investiției: puterile instalațiilor s-au stabilit pentru acoperirea curbei clasate a consumului anual si funcționarea fiecăreia dintre acestea, la o sarcina de peste 50%, altfel nu se mai respecta valorile limita a emisiilor stabilite in lege si directive.

Alte condiții:

.Scenariul A

a) Pregătirea proiectului - se poate realiza cu Asistenta Tehnica din partea BERD, caz in care in etapa de implementare a proiectului PMP se va îndatora la BERD intr-o proporție ce va fi determinata prin analiza cost-beneficiu a proiectului. Intr-o prima etapa primăria va înainta o adresa de solicitare de asistenta tehnica de la BERD, care va decide daca va utiliza fonduri ELENA sau, mai degraba, memorandumul încheiat cu Guvernul României pentru dezvoltarea infrastructurii. Condițiile de contractare sunt ale finanțatorului (proceduri de achiziții BERD).

  • E.  Justificare privind încadrarea proiectului la 10c - alocare gratuita si art. lOd Fondul de modernizare - pana la 70% din valoarea proiectului. Proiect < 12,5 milioane euro- alocare directa,

o Va fi prezentat angajamentului din partea unei banei pentru asigurarea unui credit echivalent cu 70% din valoarea investiției care sa faciliteze realizarea investiției pana la primirea grantuiui, precum si garanțiile din partea Consiliului Local privind cofinantarea, reprezentate de Hotarari ale Consiliului, din care sa rezulte angajamentul ca va asigura anual cotele corespunzătoare procentului de cofinantare de 30% din valoarea lucrărilor prevăzute in graficul de execuție, din bugetele anilor respectivi.

o Legat de clauza dezafectare 1:1 (operatorul trebuie sa demonstreze ca, el sau un asociat, a dezafectat un cuantum echivalent de capacitate de producție a energiei electrice cu nivel mai ridicat de emisii): clauza trebuie sa producă efecte după expirarea perioadei de garanție a instalatiilor/capacitatilor noi ce se vor instala. în plus, in cazul cogenerarii, capacitatile noi vor fi mai reduse decât cele existente, datorita restructurării consumului de energie termica existent la data realizării instalațiilor existente/vechi, a creșterii eficientei tehnologiilor actuale de cogenerare comparativ cu cele ale instalațiilor existente precum si ca urmare a masurilor de creștere a eficientei energetice prevăzute de Directiva 2012/27/CE in cazul clădirilor alimentate cu energie termica produsa in instalațiile noi. In aceasta situație trebuie stabilita echivalenta pentru realizarea proporției de 1:1.

  • F.  Condiția asigurării de către solicitant a minim 30% din valoarea investiției limitează accesul includerii anumitor proiecte in procesul de selecție si este necesar ca pentru toate proiectele, statul sa asigure garantarea creditelor pentru sumele corespunzătoare si in condițiile unor rambursări pe perioade lungi de timp. De asemenea, statul poate asigura cofinantarea din buget de stat prin program "Termoficare si confort" sau prin instituirea altor programe.

  • G.  Condiția dezafectării 1:1, in situația in care se realizează proiecte de înlocuire a instalațiilor existente si atunci când exista echivalenta de capacitate, nu limitează includerea anumitor proiecte, inclusiv cele propuse de noi in procesul de selecție. Singura problema este cea legata de lipsa fondurilor necesare dezafectării. De asemena, întrucât in cazul proiectelor de cogenerare, capacitatile noi vor fi mai reduse datorita eficientei tehnologiilor actuale comparativ cu cele ale instalațiilor existente precum si ca urmarea masurilor de creștere a eficientei

RomCapital ••a

Invest •••



energetice prevăzută de Directiva 2O12/27/CE actualizata, îndeplinirea cerinței trebuie sa se faca etapizat, adica se realizează investiții noi pana se ajunge la capacitate echivalenta existenta (exemplu; exista in prezent un grup energetic cu capacitate de 50MWe si 120MWt, acesta se va dezafecta numai după ce se vor realiza investiții noi a căror capacitatea termica insumata ajunge la 120 MWt.

  • H.  Licitația sa fie publica, sa se asigure publicitatea necesara astfel încât toate persoanele interesate sa poata cunoaște condițiile de desfășurare. Este neecsar sa se stabilească criterii tehnice de departajare (exemplu: in cazul cogenerarii, sustenabiîitatea SACET reprezentata prin grad de bransare a consumatorilor si faptul ca proiectele SACET a căror rata de bransare nu este peste 60% sa nu fie admise proiecte, economia de combustibil ce se obține prin realizarea proiectelor sa fie de minim 20% comparativ cu situația producerii separate a energiei electrice si termice si de minim 10% fata de situația dinaintea realizării proiectului; se poate acorda prioritate solicitantilor care nu au primit fonduri europene / naționale pentru alte lucrări in SACET-ul solicitantului, cantitatea de reduceri de emisii de gaze cu efect de sera, etc).

  • I.  Alte elemente- Proiectul se refera la investiții in cogenerare intr-un sistem centralizat de alimentare cu energie termica. Acesta este un serviciu de interes economic general, se supune Directivei SÎEG, nu conduce ia concurenta neadecvata pe piața interna, iar energia electrica ce se produce contribuie la intensificarea concurentiei pe piața interna a energiei electrice.

Fisa de proiect nr. 2.2 ~ Investiții ia sursa

Sursa de finanțare - Programul Termoficare si Confort 2019-2030

  • 1.  Definirea investiției: Montarea de surse noi de producere a energiei termice pentru acoperirea curbei de consum intr-o perioada de minim 20 de ani, in SACET Ploiești.

  • 2.  Obiectul investiției: Instalarea unei turbine cu gaze cu cazan recuperator si ardere suplimentara de 14,5 Gcal/h, cu putere de 45 MWe.

  • 3.  Efectele investiției

  • 1.3.1   Contribuția la creșterea eficientei energetice: Economia de energie primara / gaze naturale se Stabilește conform prevederilor Directivei 2012/27/CE si este de: 9.492.3 mii mc.

  • 1.3.2   Contribuția la reducerea emisiilor ca urmare a reducerii consumului de combustibil astfel:

  • •  Reducere cantitate gaze cu efect de sera: 18.505 tCOz/an;

  • •  Reducere cantitate NOx: 12,9 t/an;

  • •  Reducere cantitate SO2: 6,23 t/an

o Reducere cantitate pulberi: 89 t/an.

  • 1.3.3   Reducerea costurilor ca urmare a neachizitionarîi certificatelor de CO2 aferente reducerii de consum de combustibil.

  • 4.  Perioada de realizare a investiției este de 3 ani, incluzând perioada de întocmire a documentației de finanțare, procedura concurentiala de contractare a proiectări si execuție a lucrărilor,

  • 5.  Valoarea investiției, in Euro si RON

Rom Capi tal •

Invest •••


Turbina cu gaze - 38.900.000 Euro, adica 183.755.820 lei;

Cursul leu/euro: 4,7238 lei/euro, valabil la data de 01.07.2019

  • 6. Indicatorii de eficienta economico-financiara (VAN, RIR)

    Rezultate analiza financiara

    u.m.

    Indicatori '

    Valoare Actualizata Neta Financiara (VAN-F)

    RON

    19.524.247

    Rata Interna de Rentabilitate Financiara (RIR-F)

    %

    5,2%j

    Rezultate analiza economica

    u.m.

    Valoare

    Valoare Actualizata Neta Economica (VAN-E)

    RON

    11.055.868

    Rata Interna de Rentabilitate Economica (RiR-E)

    %

    5,8% j

    indicatorul Beneficii-Costurî (IBC)

    indicator

    1,05

  • 7.  Sursele de finanțare ale investiției (sursa de finanțare si procentul aferent din investiție) -Cheltuielile eligibile ale proiectelor depuse in cadrul Programului Termoficare sunt cofinantate in cuantum de maxim 85% din fonduri provenite potrivit art.l, alin. (3), lit. a) si b) prin bugetul Ministerului Dezvoltării Regionale si Administrației Publice si respectiv, in cuantum de minim 15% din fonduri proprii ale unităților administrativ-teritoriale beneficiare.

  • 8.  Beneficiar: din SACET Ploiești sursa si rețele primare sunt in proprietatea Consiliului Județean Prahova si punctele termice si rețelele secundare sunt ale UAT Ploiești. Ținând seama de prevederile Legii 325/2006, asa cum a fost completata si modificata, care prevede la art.8 alin(l) "înființarea, organizarea, coordonarea, monitorizarea si controlul serviciului public de alimentare cu energie termica constituie obligații ale autoritatilor administrației publice locale", astfel ca resposabilitatea prestării serviciului de alimentare centralizata cu energie termica(SACET) la nivel de municipiul Ploiești, revine Consiliului Local. Din acest considerent, in prezent, se desfasoara activitatea de analiza a modalitati prin care sursa de producere a energiei electrice si termice si rețelele primare ca treaca de la Consiliul Județean la UAT. Ca urmare UAT va fi implicata direct in proiectele aferente CET Brazi.

  • 9.  Criterii de selecție a investiției: puterile instalațiilor s-au stabilit pentru acoperirea curbei clasate a consumului anual si funcționarea fiecăreia dintre acestea la o sarcina peste 50%, altfel nu se mai pot respecta valorile limita a emisiilor stabilite in lege si directive.

Alte condiții:

  • A. Pregătirea proiectului - se va realiza de către PMP, care va contracta in regim de urgenta asistenta tehnica de intocmire a studiul de fezabilitate si a documentației de atribuire , urmid desfasurarea procedurii legale de contractare a proiectării si execuției lucarrilor, dar numai după aprobarea finanțării.

RomCapital

In vest •••

8. Justificare privind încadrarea proiectului - Studiui de fezabilitate va evalua investițiile prin prisma criteriilor de selecție ale programului:

  • a.  intre 0 si 40 de puncte, in funcție de economia de energie/reducerea emisiilor de gaze cu efect de sera realizata ca urmare a implementării proiectului, exprimatain tone de echivalent petrol/an si tone de dioxid de carbon echivalent /an;

  • b.  intre 0 si 20 de puncte, raportat la eficienta investiției, respectiv raportul intre vaioarea totala a investiției si economia de energie/reducerea emisiilor de gaze cu efect de sera obtinuta prin exploatarea instalațiilor realizate in cadrul proiectului pe durata de recuperare a investiției, exprimatain lei/tona de echivalent petrol si lei/tona de dioxid de carbon echivalent;

  • c.  intre 0 si 20 de puncte, corespunzătoare ratei de bransare la sistemul centralizat de termoficare (numărul actual de apartamente bransate/numarul de apartamente branșate inițial).

  • d.  intre 0 si 20 de puncte, raportat la capacitatea financiara a unitatii administrativ -teritoriale beneficiare, calculata potrivit formulei prevăzute la art. 33, alin. (2), lit. a) din Legea nr. 273/2006 privind finanțele publice locale, cu modificările si completările ulterioare.

Fisa de proiect nr. 2.3 - Investiții la sursa IVE

Sursa de finanțare - Fondul de inovare - art. 10a si 10c modificat prin Directiva (UE) 2018/410

Proiect > 12,5 milioane euro - procedura competitiva

Propus la ședința de lansare

  • 1.  Definirea investiției: Montarea de surse noi de producere a energiei termice pentru acoperirea curbei de consum intr-o perioada de minim 20 de ani, in SACET Ploiești.

  • 2.  Obiectul investiției: Realizarea unei instalații de valorificare a deșeurilor rezultate in cadrul instalației MBT existenta, putere de 12,9 MWe si 16,5 MWt (3 motoare termice cu putere electrica unitara de 4,3MWe si 5,5 MWt).

  • 3.  Efectele investiției

  • 1.3.1   Contribuția la creșterea cantitatiî de energie electrica si termica produse in cogenerare de înalta eficienta, din resurse regenerabile.

1.3.1.1Cresterea cantitatiî de energie produsa din resurse regenerabile cu: 83.000 MWe/an si 146.801 MWt/an (126.335 Gcal)

1.3.1.2Cantitatea de combustibil fosil înlocuit de resurse regenerabile si anume syngaz obtinut din gazeificarea deșeurilor menajere ramase in urma sortării si uscării la instalația MBT: 228.026 MW(23.642,687 mii mc/angaze naturale).

  • 1.3.2   Reducerea sumelor plătite pentru depozitarea deșeurilor in depozite autorizate, cu 2.149.093 leî/an

  • 4.  Perioada de realizare a investiției este de 3 ani, incluzând perioada de întocmire a documentației de finanțare, procedura concurentiala de contractare a proiectări si execuție a lucrărilor.

  • 5.  Vaioarea investiției «Instalație valorificare deșeuri rezultate de ia MBT" este de 50.000.000 Euro, adica 232.650.000 lei.

Cursul leu/euro: 4,7238 lei/euro, valabil in data de 01.07.2019

RomCapital


Invest

  • 6. Indicatorii de eficienta economico-financiara (VAN, RiR)

    Rezultate analiza financiara

    u.m.

    Indicatori

    Valoare Actualizata Neta Financiara (VAN-F)

    RON

    95.155.227

    Rata Interna de Rentabilitate Financiara (RIR-F)

    %

    _______8-“j

    Rezultate analiza economica

    u.m.

    Valoare

    [

    | Valoare Actualizata Neta Economica (VAN-E)

    RON

    90.377.545 |

    ■ Rata Interna de Rentabilitate Economica (R1R-E)

    %

    9,6% |

    Indicatorul Beneficii-Costuri (IBC)

    indicator

    1,77

  • 7.  Sursele de finanțare ale investiției (sursa de finanțare si procentul aferent din investiție)

  • 1.7.1  70% prin împrumut IFI contractat de Primăria Municipiului Ploiești pentru a demara lucrările, urmând sa fie rambursat prin mecanism ETS.

  • 1.7.2  30% buget de stat, buget judetan si buget local.

Adăugate in urma clarificării

  • 8.  Beneficiar: Consiliul Județean.

  • 9.  Criterii de selecție a investiției: puterile instalațiilor s-au stabilit pentru acoperire^ curbei clasate a consumului anul, instalația de valorificare a deșeurilor funcționând tot timpul anului la sarcina ce rezulata pentru valorificarea integrala a deșeurilor.

Alte condiții:

  • A.  Pregătirea proiectului - se poate realiza cu Asistenta Tehnica din partea BERD, caz in care in etapa de implementare a proiectului CJ se va îndatora ia BERD intr-o proporție ce va fi determinata prin analiza cost-beneficiu a proiectului. A se vedea precizările făcute la fisa 2.1.

  • B.  Justificare privind incadrarea proiectului la 10c - alocare gratuita si art. 10a Fondul de Inovare

I                  pana la 60% din valoarea proiectului. Proiect > 12,5 milioane euro - procedura competitiva

i

o Va fi prezentat angajamentului din partea unei banei pentru asigurarea unui credit echivalent cu 70% din valoarea investiției care sa faciliteze realizarea investiției pana ia primirea grantului, precum si garanțiile din partea Consiliul Județean privind cofinantarea, reprezentate de Hotarari ale Consiliului, din care sa rezulte angajamentul ca vor/va asigura anua! cotele corespunzătoare procentului de cofinantare de 40% din valoarea lucrărilor prevăzute in graficul de execuție, din bugetele anilor respectivi.

o Legat de clauza dezafectare 1:1 (operatorul trebuie sa demonstreze ca, el sau un asociat, a dezafectat un cuantum echivalent de capacitate de producție a energiei electrice cu nivel mai ridicat de emisii): clauza trebuie sa producă efecte după expirarea perioadei de garanție a instalatiilor/capacitatilor noi ce se vor instala, in

RomCapital : -

In vest •••



plus, in cazul cogenerarii, capacitatile noi vor fi mai reduse deca datorita restructurării consumului de energie termica existent I

instalațiilor existe nte/vechi, a creșterii eficientei tehnologiilor actuale de cogenerare comparativ cu ceie aie instalațiilor existente precum si ca urmare a masurilor de creștere a eficientei energetice prevăzute de Directiva 2012/27/CE in cazul clădirilor alimentate cu energie termica produsa in instalațiile noi. in aceasta situație trebuie stabilita echivalenta pentru realizarea proporției de 1:1.

  • C.  Condiția asigurării de către solicitant a minim 30% din valoarea investiției limitează accesul includerii anumitor proiecte in procesul de selecție si este necesar ca pentru toate proiectele, statui sa asigure garantarea creditelor pentru sumele corespunzătoare si in condițiile unor rambursări pe perioade lungi de timp. De asemenea, statul poate asigura cofinantarea din buget de stat prin program "Termoficare si confort" sau prin instituirea altor programe.

  • D.  Condiția dezafectării 1:1, in situația in care se realizează proiecte de înlocuire a instalațiilor existente si atunci când exista echivalenta de capacitate, nu limitează includerea anumitor proiecte, inclusiv cele propuse de noi in procesul de selecție. Singura problema este cea legata de lipsa fondurilor necesare dezafectării. De asemena, întrucât in cazul proiectelor de cogenerare, capacitatile noi vor fi mai reduse datorita eficientei tehnologiilor actuale comparativ cu cele ale instalațiilor existente precum si ca urmarea masurilor de creștere a eficientei energetice prevăzută de Directiva 2012/27/CE actualizata, îndeplinirea cerinței trebuie sa se faca etapizat, adica se realizează investiții noi pana se ajunge la capacitate echivalenta existenta (exemplu; exista in prezent un grup energetic cu capacitate de SOMWe si 120MWt, acesta se va dezafecta numai după ce se vor realiza investiții noi a căror capacitatea termica insumata ajunge la 120 MWt.

  • E.  Licitația sa fie pubiica, sa se asigure publicitatea necesara astfel incat toate persoanele interesate sa poata cunoaște condițiile de desfășurare. Este neecsar sa se stabilească criterii tehnice de departajare (exemplu: in cazul cogenerarii, sustenabilitatea SACET reprezentata prin grad de bransare a consumatorilor si faptul ca proiectele SACET a căror rata de bransare nu este peste 60% sa nu fie admise proiecte, economia de combustibil ce se obține prin realizarea proiectelor sa fie de minim 20% comparativ cu situația producerii separate a energiei electrice si termice si de minim 10% fata de situația dinaintea realizării proiectului; se poate acorda prioritate soîicitantilor care nu au primit fonduri europene / naționale pentru alte lucrări in SACET-ul solicitantului, cantitatea de reduceri de emisii de gaze cu efect de sera, etc).

  • F.  Alte elemente- Proiectul se refera la investiții in cogenerare intr-un sistem centralizat de alimentare cu energie termica. Acesta este un serviciu de interes economic general, se supune Directivei SIEG, nu conduce la concurenta neadecvata pe piața interna, iar energia electrica ce se produce contribuie la intensificarea concurentiei pe piața interna a energiei electrice.

Fisa de proiect nr. 3 - Reabilitarea si modernizarea rețelelor termice primare si secundare, împreuna cu punctele si modulele termice

Sursa de finanțare - Programul Termoficare si Confort 2019-2030

SAU Programul Operațional Infrastructura mare 2014-2020

Rom Capi tal invest •••

  • 1.  Definirea investiției: Continuarea lucrărilor de reabilitare si modernizare a rețelelor termice primare si secundare, împreuna cu punctele si modulele termice.

  • 2.  Obiectul investiției: Reabilitarea in proporție de 20% a rețelelor termice primare si secundare, impreuna cu punctele si modulele termice, in special a zonelor care înregistrează pierderi ridicate:

In perioada 2019-2023 nu s-au prevăzut lucrări ample de reabilitare, ci numai intervenții prioritare, punctuale, in zonele in care apar sau sunt iminente avarii, apreciate la circa 20% din totalul necesarului de investiții.

In perioada următoare, după finalizarea investițiilor la sursa trebuie realizate lucrări pe rețele termice primare si secundare. Ținând cont de diametrul si lungimea conductelor care trebuie reabilitate si luând ca exemplu preturile practicate pe piața pentru lucrări similare (preturi ofertate in licitații publice in orașele Oradea, lași si Ramnicu Valcea) rezulta ca valoarea totala a investiției pentru reabilitarea rețelelor termice primare si secundare este de 48, 5 milioane eurofara TVA

  • 3.  Efectele investiției

  • 1.3.1   Reducerea pierderilor de energie termica cu 14.869 Gcal/an;

  • 1.3.2  Reducera consumului de combustibil cu 1.990,1 mii mc gaze naturale ceea ce conduce la reducerea cantitatii de emisii:

  • •  Gaze cu efect de sera: 3.880 tCOs/an

  • •  NOx: 5,01 t/an

  • •  SO+: 2,42 t/an

  • •   Pulberi: 0,35 t/an.

  • 4.  Perioada de realizare a investiției este de 3 ani, pentru investițiile prioritare si inca 3 ani pentru restul lucrărilor, incluzând perioada de intocmire a documentației de finanțare, procedura concurentiala de contractare a proiectării si execuției a lucrărilor

  • 5.  Valoarea investiției propusa este de 12.200.000 euro, respectiv 57.630.360 lei, fara TVA. Cursul leu/euro: 4,7238 lei/euro valabil in data de 01.07.2018.

  • 6.  Indicatorii de eficienta economico-financiara (VAN, RIR)

    Rezultate analiza financiara

    u.m.

    Indicatori

    Valoare Actualizata Neta Financiara (VAN-F)

    RON

    6.550.898

    Rata Interna de Rentabilitate Financiara (RIR-F)

    % J

    5,3%

    | Rezultate analiza economica

    u.m.

    Valoare

    * Valoare Actualizata Neta Economica (VAN-E)

    RON

    4.549.193

    Rata Interna de Rentabilitate Economica (RIR-E)

    %

    6,0%

    Indicatorul Beneficii-Costuri (IBC)

    indicator

    1,07


RomCapital: Investi • • •


  • 7. Sursele de finanțare ale investiției (sursa de finanțare si procentui aferent din investiție) -Cheltuielile eligibile ale proiectelor depuse in cadrul Programului Termoficare si Confort 2019-2030 sunt cofinantate in cuantum de maxim 85% din fonduri provenite potrivit art.l, alin. (3), iit. a) si b) prin bugetul Ministerului Dezvoltării Regionale si Administrației Publice si respectiv, in cuantum de minim 15% din fonduri proprii ale unităților administrativ-teritoriale beneficiare.

  • 8. Beneficiar: PMP. Rețelele primare vor trece din proprietatea Consiliului Județean la HAT Ploiești. In acest fel, PMP poate pregăti un proiect integrat Sursa + Rețele pentru finanțare din Programul Termoficare- Confort.

  • 9. Criterii de selecție a investiției: Reabilitarea zonelor care inregistreaza pierderi ridicate si care in caz, de avarie afecteaza cel mai mare număr de consumatori.

NB: Proiectul este eligibil si pe Programul Operațional Infrastructura mare 2014-2020 insa in decembrie 219 expira timpul de depunere. Pentru ca Municipiul sa poata accesa finanțarea trebuie următoarele:

contractata asistenta de pregătire SF - dureaza minim 3 luni.

realizat SF si Aplicației de finanțare, inclusiv procedura EIA, cu obținere avize si acorduri -dureaza minimum 6 luni.

Singura soiutie, este ca PMP sa transmită o noua cerere de prelungire a termenului de depunere, ca si anul trecut, dar sa faca de aceasta data dovada ca a lansat procedura de achiziție a asistentei tehnice de pregătire a studiului de finanțare si a aplicației. Considerând ca Autoritatea de Management va accepta, graficul de implementare realizat este obligatoriu indiferent de saursa de finanțare.

Alte condiții:

  • A.  Pregătirea proiectului - se va realiza de către PMP, care va contracta in regim de urgenta asistenta tehnica de întocmire a documentației de finanțare. Veolia Energie Prahova poate sa condiționeze pregătirea proiectului de realizarea investițiilor la arzatoare.

  • B.  Justificare privind încadrarea proiectului - Studiul de fezabilitate va evalua investițiile si prin prisma criteriilor de selecție ale programului:

  • a.  intre 0 si 40 de puncte, in funcție de economia de energie/reducerea emisiilor de gaze cu efect de sera realizata ca urmare a implementării proiectului, exprimatain tone de echivalent petrol/an si tone de dioxid de carbon echivalent/an;

  • b.  intre 0 si 20 de puncte, raportat la eficienta investiției, respectiv raportul intre valoarea totala a investiției si economia de energie/reducerea emisiilor de gaze cu efect de sera obtinuta prin exploatarea instalațiilor realizate in cadrul proiectului pe durata de recuperare a investiției, exprimatain lei/tona de echivalent petrol si lei/tona de dioxid de carbon echivalent;

  • c.  intre 0 si 20 de puncte, corespunzătoare ratei de bransare la sistemul centralizat de termoficare (numărul actual de apartamente bransate/numarul de apartamente branșate inițial).

  • d.  intre 0 si 20 de puncte, raportat ia capacitatea financiara a unitatii administrativ -teritoriale beneficiare, calculata potrivit formulei prevăzute la art. 33, alin. (2), Iit. a) din Legea nr. 273/2006 privind finanțele publice locale, cu modificările si completările ulterioare.

omCapitaUî*

Invest i

Anexa 2 Calendar detaliat de implementare

Grafic de implementare privind preluarea proprietății asupra infrastructurii si pregătire documentației de atribuire pentru concesiunea serviciului la expirarea contractului cu Veoiia Energie Prahova SA

Perioada Țrimlll2019 ȚrimlV2019 ;Triml2020 Trimlt2020 Țrimlll2020 TrimlV2020 Trim!2021_ Trimll2p21 Trimll!2021 TrimlV2021 Triml2022 Trimll2022

Acțiune

Investiții in sarcina Consiliului

Județean

Preluare infrastructura

Pregătirea si contractarea asistentei

tehnice pentru pregătirea caietelor

de sarcini pentru concesiune

Pregătirea documentației

pentru concesiunea serviciilor (caiet

de sarcini, fisa de date, regulament si

raiet serviciu, contract etc)

procedura atribuire - lansare

procedura si asistenta în derularea

acesteia (evtl dialog competitiv)

Contractarea concesiunii

Predarea-Preluarea infrastructurii si

operării de ia un concesionar la altui,

după cnz

RomCapital î

Invest • •••

Proiect nr. 1.1 - Conformarea cu Directiva 2010/75/CE si respectiv cu Legea 278/2013

Perioada Aug.19 Sepț.19 Oct.19 Nov.19 Dec.19lan.20 Febr.2C Mar.20 Apr.20 Mal20 Iun.20 lul.20 Aug.20Sept.20 0ct.20 Acțiune

Pregătirea procedurii simplificate

pentru achiziția lucrărilor

Derularea procedurii de achiziții

Proiectarea                                                                            ”         •

Execuția lucrărilor de montaj, probe

si punere in funcțiune

Proiect nr. 1.2-CAP

p«rio?‘la Aug. 19 Șept.19 Ocț.19. Nov. 19 Dec.19Jan.2p Febr.2C Mar.20 Apr.20jMai20 iun.20 lul.20 Aug.20Sept.20 0ct.20 20-Nov Dea20

Acțiune

Pregătirea procedurii simplificate

pentru achiziția lucrărilor

Derularea procedurii de achiziții

Proiectarea

Execuția lucrărilor de monta], probe

si punere in funcțiune

RomCapItaU •%

In vest; •••

Proiect nr. 2.1 - Investiții la sursa, finanțare certa, aprobata de Ministerul Energiei d. Art. 10c si lOd Directiva 410

Perioada TrimlV2019 Triml2020 Trimll2020 Trimlll2020 ȚrîmlV2020 Triml2021 Tri ml12021 Trimlll2021 ȚrimlV2O21 Triml2022 Trimil2022

Trimlll2022


Acțiune

Achiziția asistentei tehnice de

pregătire a proiectului, de către BERD Pregătirea proiectului / a studiului de fezabilitate, evaluarea si aprobarea lui


Contractarea lucrărilor

Proiectarea

Execuția lucrărilor de montaj, probe si punere in funcțiune

Proiect nr. 2.2 - Investiții la sursa, Programul Termoficare Confort

RomCapitaî ? Invest; •••

Perioada TrlmlV2019 Trîml2020 Trtmll2020 TrimIII2020 TrirnlV2O2p ȚrimI2021 Trimil2021 Țrimlll2021 ȚrimlV2021 Triml2022 Trimll2022

Trimlll2022


Acțiune

Achiziția asistentei tehnice de

pregătire a proiectului, de către PMP Pregătirea proiectului / a studiului de fezabilitate, evaluarea si aprobarea lui


Contractarea lucrărilor

Proiectarea

Execuția lucrărilor de montaj, probe si punere In funcțiune

Proiect nr. 2.3 - Investiții la sursa -Instalație de Valorificare Energetica

Acțiune


Perioada TrimlV2019 Trlml2020 Țrimll2p20 Trimlll2020 TrirnlV2020 Trirnl2021 Trimll2021 Trimlll2021 TrimlV2021 Triml2022 Trlml 12022


Trimlll2O22


Achiziția asistentei tehnice de pregătire a proiectului, de către BERO Pregătirea proiectului / a studiului de fezabilitate, evaluarea si aprobarea lui

Contractarea lucrărilor

Proiectarea

Execuția lucrărilor de montaj, probe si punere in funcțiune



RomCapital •: ••

Invest i •••

Proiect nr. 3 - Reabilitarea si modernizarea rețelelor termice primare si secundare, împreuna cu punctele si nodulele termice, Programul Termoflcare Confort SAU Programul Operațional Infrastructura Mare

Perioada Trimlll2019 Triml2O2O Trimll2020 Trimlll2020 TrimlV2O2O Trim(2021 Trimll2021 Trimill2021 TrimlV2021 Triml2022 Trimll2022 TrimllI2022

Acțiune


Achiziția asistentei tehnice de

pregătire a proiectului, de către PMP Pregătirea proiectului / a studiului de fezabilitate, evaluarea si aprobarea lut


Contractarea lucrărilor

Proiectarea

Execuția lucrărilor de montaj, probe si punere In funcțiune


Anexa 3 Calcul suprafețe conducte inclusiv izolația termica rețele termice primare

RomCapital

Invest

Anexa 4 Realizări in perioada 2019-2023-2037, acoperiera curbei de sarcina cu echipamentele existente

RomCapitahJ«e

lnvest;»««

Anexa 5 Realizări în perioada 2024-2037, acoperiera curbei de sarcina cu echipamentele noi

RomCapitadj*

In vest i •••

Anexa 6 Rezultate analiza financiara

Anexa 3. Calcul suprafețe conducte inclusiv izolația termica rețele termice primare

Wlag.i Vest

Tronson

Dn(mm)

Gr.izc!atie (mm)

"Eung.cond. (m)

supr^f«ăș..5~--isi'-"

CETBrazi-F25

ioietur

100

4,129

914 retur

100

4,129

14,443

CET Brazî-F25

711

100

4,129

11,811

711

100

4,129

11,811

F25-F33

711

100

2,500

7,151

914

100

1,250

4,372

F33-CV -Racord MT Mall West

89

40

350

186

F33-F35

711

100

700

2,002

F35-F38

711

100

860

2,460

F38-F41

711

100

800

2,288

F41-F42

711

100

400

1,144

F42-F43

610

100

182

463

F43-F44

610

100

304

773

F44-F53

610

100

2,646

6,730

F53-F56

610

100

652

1,658

F56-F58

508

100

848

1,885

F58-CS1

508

100

406

903

CS1-C3

508

100

624

1,387

C3-C2

356

70

352

548

C'5 (Csl-232) -Cs 2

1,007

tur(2*250)

273

75

454

603

retur (400)

406

80

227

404

Cs2 - FsS

1,543

tur(2*250)

273

75

696

924

retur (400)

407

80

348

619

Fs5 - F7Y

965

tur*2*200)

219

60

494

526

retur (400)

407

80

247

439

FTY - F11Z

1,534

tur(2*200)

219

60

848

903

retur(300)

324

75

424

631

F35 - FI

273

75

48

64

FI-CI F2

273

75

238

316

racord PT17 VEST

168

50

30

25

racord PT7 VEST

168

50

400

337

F38-C2

273

75

140

186

racor PT4-vest

219

60

40

43

racord PT 5 vest

219

60

726

773

F41-PT3VEST

219

60

260

277

F42-CB

508

100

952

2,116

C3-C4 TUR (PT 1 Vest-PT2 V

508

100

350

778

C4-F8

324

75

1,054

1,568

F8 (CV OGA)-C16-4 (CV7MR)

324

75

546

812

C16-4(CV 7 MR) - 353 (CV 22 P(

324

75

160

238

353 (CV 22 PC) - C16-4'

219

60

480

511

racord PT OGA

140

50

80

60

racord PT 7 Malu Roșu

168

50

184

155

PT1VEST

219

75

300

348

214(C3) - PT 2 VEST

219

75

400

464

preiz.

F20J278) - F29(291)

-tur (2*500)

SOS j

- retur (700)

F29(291)-F33 SUD (292)

711

- tur (2*500)

508

- retur (700)

711

272(F7) - 273(C2 - F8)

407

355 - Racord PT SPITAL CFR (11

114

273 (C2 - F8) - PT 1-9MAI

219

407

274JC4-F10) - PT 2 - 9MAI

219

274(C4-F10) - 276(F15)

324

275(C5F) - PT 3-9MAI (66)

219

276JF15) - PT 4-9MAI (67)

219

276(F15) - PT 5-9MAI (69)

168

276.1.(F15) - PT Imobil Sonde!

60

272(F7) - PT GARA DE VEST

89

277JF17) - PT LOCOMOTIVA

89

277(F17) -295(C2 - F8)

407

295(C2-F8) - 296(C3-F11)

324

296(C3-F11) - 369 '"A"

273

369("A") - 370("B")

168

294(C1 -F7) - PT 2 Calea Bucure

168

296(C3-F11) - PT 1 Calea Bucur

168

356 - 357

168

357-PTOGASUD (132)

114

358-PT METROLOGIE (133)

76

369"A" - PT Liceu 1 Mai (146)

140

370(”B”) - PT Liceu "Chimie"

140

370.1(”B") - 370.2("B") CV UP

114

370.2(“B”) CV UPG - 370.3(”B'

273

370.2("B") CV UPG - 370.3("B'

168

370.4("B") - MT Imobil Hipodt

168

Racord PT Liceu Politie

140

292(F33 SUD) - PT UPETROM

508

292(F33 SUD) - PT TIMKEN (13:

324

Racord PT MICROPRODUCTIE

60

272.2(F7) - MT BLOC CFR

60

272.2 (F7) - MT ELECTRIFICARE

60

272.2(F7) - MT C.N. CF CFR S.A

89

274.1(CF15 - 2) -MT BLOC 30;

60

274.1(CF15 - 3) - MT BLOC 30 8

60

274.1(CF15 - 3) - MT BLOC 30 C

60

274.1(CF15 - 6) - MT BLOC 30 C

60

274.1(CF15 - 6) - MT BLOC 30 E

60

274.1(CF15 - 6) - MT BLOC 30 E

60

274.1(CF15 - 7} - MT BLOC 30 1

60

274.1(CF15 - 7) - MT BLOC 30 G

60

274.1(CF15 -16) -MT BLOC 32

60

274.1 (CF15 -17) -MT BLOC 32

60

274.1(CF15 -17) -MT BLOC 32

60

274.1(CF15 -15) - MT BLOC 32

60

CF15(15) - MT BLOC 32 E

60

PT LICEU 1 MAI - MT POUCLIN1

76

274.1(CF15) - 274.1(CF15 - 4)

140

274.1JCF15 - 4) - 274.1(CF15 -t

114



80

354

630

60

450

479

75

820

1,220

60

112

119

IPreiz

60

750

799

I

50

516

435

|

37

240

101

Freiz

40

180

95

40

200

106

80

834

1,484

75

570

848

Prez

75

660

877

Preiz

50

580

489

Preiz

50

74

62

50

160

135

50

120

101

50

80

54

37

140

66

50

570

429

Preiz.

50

350

263

50

130

87

75

1,030

1,368

50

650

548

50

410

345

50

970

730

100

980

2,179

75

320

476

37

240

101

37

110

46

Preiz

37

80

34

Preiz

40

180

95

Preiz

37

14

6

Preiz

37

14

6

Preiz

37

40

17

Preiz

37

40

17

Preiz

37

40

17

Preiz

37

14

6

Preiz

37

40

17

Preiz

37

14

6

Preiz

37

14

6

Preiz

37

14

6

Preiz

37

40

17

Preiz

37

40

17

Preiz

37

14

6

’reiz

37

296

140

’reiz

50

134

101

’reiz

50

190

128

’reiz



274.1(CF15 - 8) - 274.1(CF15 - j

89

40

194

-ii

/ioi]

1

L.

Total mag.il Sud, din care Conducta preizolata

. -

-

26,518

<1,652



Mag. III Vest

Tronson

i DN (mm)

Gr.izola’tie

(mm)

Lungxond.

(m)

suprafața izolație (mp)

F33(204)-C13 (254)

610

100

2,124

5,574

C13(254)-327(CA-S)

508

100

5,900

13,534

327(CA-S) - 326(F-CD)

406

80

450

826

327(CA-S) -327.2.( CA-S')

168

50

90

78

327.1.(CA-S") - PT16 Malu Ros

168

50

84

73

Cll(249) - C4F3(250)

273

75

260

356

Preiz.

250(C4F3) -C5(251)

219

75

298

356

Preiz.

250(C4F3) - PT 8 Vest (51)

168

50

190

165

Preiz.

251(C5) - PT 9 VEST (52)

168

50

200

174

Preiz.

251(C5) - PT 10 VEST (53)

168

50

500

435

251(C5) - PT 10 VEST (53)

168

50

1,950

1,695

Preiz.

246(CB) - PT 15 VEST (58)

140

50

296

230

252(CF24) - 253(F6)

219

75

610

729

253(F6) - PT UM 0756 (61)

168

50

280

243

253(F6) - 253.1 (F6)

168

50

900

782

253.1(F6) - PT UM 01566(63)

168

50

480

417

253(F6) - PT UM 01375 (62)

140

50

360

280

249(C11) - 249.1.(C11) (127) 6

168

50

100

87

Preiz.

249.1.(Cil) - PT 16 VEST (127)

168

50

400

348

249.1.(C11) - PT 6 VEST

168

50

300

261

Preiz.

254(C13) - PT 12 VEST (55)

140

50

280

217

Preiz.

254.1.(C13) - Cămin Batrani

89

40

240

131

Preiz.

255(C 14) -256(01)

273

75

100

137

256(01) - PT8 Malu Roșu (36)

219

75

40

48

259.1(C2) - PT 2 Malu Roșu

168

50

240

209 |

Preiz.

257(C 15) - 258

168

50

84

73

258 - PT 15 CRÂNG (106)

89

40

300

164

Preiz.

255(C14) -259(C2)

324

75

580

891

259(C2) - PT4 Malu R osu(32)

168

50

1,042

906

Preiz.

259{C 2) -260 (C3) Malu Roșu

273

75

240

329

260 (C3) - PT 5 Malu Rosu(33)

219

60

360

396

Preiz.

260 (C3) - PT 6 Malu Ro$u(34)

219

60

600

659

261(G'29) - PT 1 Malu Roșu (30

219

60

140

154

262{GC1) - PT 3 Malu Roșu (42;

219

60

1,140

1,252

262.1(CMB50C) - MT bloc 50C

76

37

30

15

Preiz.

263(F5) - PT 17Malu Roșu (40)

168

50

104

90

265 (G'40) - PT 18 Malu Roșu (<

219

60

450

494

Preiz.

266 (C4) - PT 12 Republici (29)

168

50

100

87

267(CB) - PT 6 Republici (25)

168

50

52

45

268(C5)-PT 7 Republici (26)

168

50

40

35

268(C5) -271(C2G)

273

75

988

1,354

’reiz.

27O(C1G) - PT 2 Republicii (21)

168

50

60

52

271(C2G) - PT 4 Republicii (23)

168

50

796

692

271(C2G) - PT 5 R epublicii(24)

168

50

1,316

1,144

’reiz.

271.1. - BISERICA SF.ANDREI K

34

28

50

15 F

’reiz.

î

254.2. (F6 -4/CPAS) - 221(A) (1.

114

50

130

90 |

i

RAC. GEN PT 12CRANG+ PAS(2l

273

75

260

356 ’Preiz.

221(A) - PT12 CRANG(95)

140

50

100

78 J

Gr.izolatie

j Lungxond.

suprafața izolație

Mag.IV Centru

Tronson

| DN (mm)

(mm)

(m)

(mp)

292(F33SUD) - 313(F17-4)(C6-

508

100

3,928

8,732

313(F17-4)(C6-4) -326(F-CD)

406

80

3,670

6,527

298(C2-4) -300(CI-2)

324

75

212

315

300(Cl-2) - 301(CI-3)

273

75

606

805

301(CI-3) -361(CI-5)

219

75

430

498

PT3SUD

219

60

10

11

361(CI - 5) - PT 5SUD (139)

219

60

338

360

Preiz

361(CI - 5) - PT Spiru Haret (14

168

50

800

674

Preiz

PT Garsoniere UZUC

89

40

434

230

Preiz.

366 - 367

89

40

10

5

367 - PT Politie SUD(134)

60

37

120

51

367 - PT IPCUP (135)

60

37

210

89

302(F6-4) (C3 - 4) -303 (CI)

168

50

206

174

3O3(C1) - PT 18 Democrație (78

168

50

140

118

299(CI -1) PT 14 Democatie(13

168

50

80

67

305 (F9 - 4) - PT 16 Democratic

219

60

200

213

306{Fll-4) - 307

219

60

200

213

307 - PT 13 Democrație

168

50

100

84

309(C5 -4)(F16-4) - 31O(NF1)

324

75

170

253

309.1.(C5 -4)(fl6-4) - imobil Dr.

42

34

50

17

Preiz

31O(NF1) - 311(NF6)

273

75

586

778

31O(IMF1) - PT RASP

60

37

120

51

Preiz

31O.1.(NF1) - Muzeul de Arta (1

69

37

122

55

Preiz

31O(NF1) - PT 12 Centru(137)

114

50

240

161

Preiz

311(NF6) - PT 17 Centru

114

50

160

108

359 - PT 7 Centru (138)

168

50

70

59

Preiz

315(C9-4) - PT 11 Centru (5)

168

50

138

116

Preiz

316(C10-4) - PT 13 Centru (6)

219

60

82

87

316(C10-4) - 316.1.(C10-4) (1)

168

50

520

438

Preiz

316.1.(C10-4) - PT 1 Centru (1)

219

60

130

138

317(Cll-4) - PT 2 Centru

219

60

408

434

PT 2 Centru (R2) - R2.1 (PT 2CE

219

60

108

115

Preiz

R2.1(PT 2 Centru) - R2.2 (PT 2 C

219

60

260

277

Preiz

R2.2(PT 2 CENTRU) - R2.3(PT 2

219

60

80

85

Preiz

R2.1(PT 2 CENTRU) - MT BLOC I

60

37

224

94

Preiz

R2.2(PT 2 CENTRU - MT COFET/

60

37

10

4

Preiz

R2.3(PT 2 CENTRU - MT OMNtf

138

50

30

22

Preiz

318(F2-4) - 319(F2-4B)

273

75

300

398

318(F2-4) - 319(F2-4B)

138

50

200

149

Preiz.

319(F2-4B) - 32O(F1)

273

75

440

584

319.1.(F2-4B) - MT Halele Cent

138

50

60

45

’reiz.

32O(F1) - PT 4 CENTRU (4)

219

60

700

745

362(F5) - PT 8 CENTRU (142)TU

138

50

250

187

’reiz

Î62.1(F5) - MT Sediu ASSCTUR

138

50

298

222

’reiz.

Î62.2(F5) - MT Casa Sindicatele]

76

37

60

28


362.2(F ) - MT Casa Sindicatel 363JF8-KN) - 323(C1-ZC) 323(C1 - ZC) - PT 3 CENTRU (3) 323(C1-ZC) - 364

  • 364 - 365

  • 365 - PT BCR (144) 365 - PT PECO (143) 322(F8) - PT 12-23AUG. 324(F10 - KN) - 324.2

  • 324.2. - PT 11 Republici 325(F4-N-CE) - PT 1-23AUG.J7C 326(F-CD) - PT 8 Republici(27) 311(NF6) - MT DGFP (ANAF) 311(NF6)n - PT Liceu! Mihai Vi! 31O.2(NF1) - 310.4,(cv biserica cv policlinica copii)B-dul Independentei 310.3(NFl) - MT ADM, FINANC 310.4 - MT POLICLINICA COPII 31O.5(NF1) - MT ITM (Insp. Ter

  • 311.1 - MT A.VLAICU, nr. 17B 365 - MT Dir. Tehnica Primărie-

  • 317.1 - MT Liceu"Al. loan Cuza

  • 325.1. MT Școala "Sf Vasiie’nr

  • 320.1. - MT Liceu”I.L. Caragiak

  • 320.2. - MT Direcția Sanatate P Racord Spitalul de Pediatrie (M PT 5 Sud (139) - 139.1.

Racord Scoaîa "Radu Stanian"

  • 139.1. - MT Liceu"Arta"+ Grac

  • 139.2 - MT" Anexa Radu Stania

  • 324.1. MT-Bloc "URBAN" 323(C1-ZC)- 323.1.

  • 323.1. - MT Bl. Republicil/MItu,

    76

    37

    44

    •« 2.'

    273

    75

    322

    168

    50

    220

    ■4%

    219

    60

    480

    114

    50

    100

    s/

    89

    40

    140

    74

    114

    50

    140

    94

    219

    60

    300

    319

    273

    75

    660

    877

    168

    50

    82

    69

    219

    60

    228

    243

    219

    60

    104

    111

    114

    50

    500

    336

    114

    50

    156

    105

    140

    50

    540

    406

    89

    40

    90

    48

    Preiz.



    Preiz. Preiz. Preiz. Preiz. Preiz. Preiz. Preiz. Preiz. Preiz. Preiz. Preiz. Preiz. Preiz. Preiz. Preiz. Preiz. Preiz. Preiz.


Total magistrala IV, din care Conducte preizolate.

13,406

Mag.V Mihai

Viteazu

Tronson

DN (mm)

Gr. izolat ie

(mm)

Lungxond.

(m)

suprafața izolație

(mp)

30S(F9-4) -401(F2-5)

324

75

2,950

4,390

400-PT 7 Democrație (75)

168

50

130

110

417(F3-5) -4O2(CS1)

324

75

354

527

402(CSl)-402.1.(CSl)

219

60

310

330

402.1(CSl) - 412(F2-3)

610

100

620

1,577

412(F2-3) -412.1. (FC1)

273

75

100

133

412.1.(F2-3)-413(FC1)

114

50

570

384 F

4O2(CS1) - 404(C2-F8)

219

60

766

816 F

404(C2-F8) - 405(C3-F10)

114

50

260

175 F

404C2-F8) - PT 3 Mihai Bravu

219

60

16

17

4O3(C1-F4) - PT 2 Mihai Bravul

219

60

130

138

410(Cî-3) - PT 1 MB (411)

168

50

20

17

413(FCI) - PT5 MB (414)

168

50

170

143

417(F3-5) - PT 5 Democrație (4<

219

60

54

57

405(C3- FIO) - PT MATERNITAT

168

50

380

320

405(C3)F10 - BISERICA SF.NICC

34

28

60

401.1. - MT Plus Discount/LIDL

48

35

78

400.1.-400.2.

60

37

148

\ y .62.

400.2. - MT Virgil Madgearu

60

37

46

■ < ; Î9 :

400.C1-S - MT SERE ADPP (SGUi

140

50

720

54^

Total mag.V Minai Viteazu Conducte preîzolate

7,882

9,883

6,417

3,941

Mag. VI Vest

Tronson

DM (mm)

Gr.izolatie

(mm)

Lung.cond.

(m)

suprafața izolație (mp)

400.C1-5 - MT SERE ADPP (SGU

508

100

140

311

278.1-279 (C-IUC)

508

100

280

622

279(C-IUC)-279.1

610

100

1,316

3,347

279.1-279.2(str,Venus)

324

75

340

506

279.2. (Str. Venus) - 280.2.(F9)

610

100

1,032

2,625

280.2.(F9) - 285(FVI)

324

75

1,846

2,747

281.4.(F15) - 281.5. (F15)

219

60

192

204

281.5.(F15)-285(FVI)

324

75

808

1,202

281(F15) - PT 6 - 9MA1 (68)

168

50

500

421

285(FVI) - PT 2 - 23AUG. (71) Tl

168

50

300

253

283(Cioceanu) - MT Cplx. Cioce Racord MT "Centru Sanatate

60

37

140

59

Mintala"

42

34

240

83

Total magistrala V Mihai Viteazu

7,134

12,381

Conducte preizolate

347

Magistrala

Supraf(mp)

reabilitat cu preiz.(mp)

nereabllit(mp:

lungime conducta

total(m)

mg.l

116,621

3,243

113,378

56,563

mag.ll

47,712

3,652

44,060

26,518

mag.lll

37,544

8,495

29,049

26,624

mag.IV

31,577

8,202

23,375

26,812

mag.V

9,803

6,417

3,386

7,882

mag. VI

12,381

347

12,035

7,134

Total

255,639

30,356

225,282

151,533



*221(A) - PT PAS (CRANG)(87) 249.1(CMZ) - MT Centru Milita? 263.1{SM)- PTSP.MOVILA 254.1(F5-4/CllMR)-PT HMR(d

168

76

60

168

50

37

37

50

500

170

20

300

Z ?435 rl ' 83.

V c 9

■ 261'

■ z .... X

■~z

Total magistrala III VEST Condcute preizolate

26,624

37,544

8,495

pi-'i'-'   .



Specificație

UM

2019

2020

2021

2022

2023

2024

Cantitate energie termica Ovarata/vanduta

Gcal/an

427,378.00

423,104,22

418,873.18

414,584.45

410,537.60

406,43200

Pieredri rețele termice

Gcal/an

198,000.00

196,000.00

194,000.00

192,000.00

190,000.00

16LOOO.OO

Cantitate energie termica produsa

Gcal/an

625,378.00

619,104.22

612,873.18

606,684.45

600,537.60

567,432.00

Cantitate en.clectrica produsa

MWe/an

401,467.37

401,224.00

399,639.96

402345.96

405,08170

388,676.72

Consum energie electrica

Mwe/an

55,925.04

55,870.05

55,702.47

55,896.16

56,092.58

54,529.94

Cantitate en. electrica vanduta

MWe/an

345,542.33

345,353.95

343,937.48

346,449.80

348,989.12

334,146.78

Cantitate de energie electrica care primește bonus

345,542.33

345,353.95

343,937.48

346,449.80

-

-

Cantitate energie termica produsa In cogenerare

Cantitate de energie termica produsa In surse vârf (CAF+cazan

Gcal/an

565,447.00

565,104.22

562,873.18

666,684.45

570,537.50

547,432.00

recuperator}

Gral/an

59,931.00

54,000.00

50,000.00

40,000.00

30,000.00

20,000.00

Cantitate de combustibil consumat in cogenerare

MW/an

1,512,166^3

1,511,250,14

1.505,283.70

1515.476.12

1525,780.56

1,463,989.58

Cantitate combustibil consumat pentru prod en.el

Cantitate combustibil consumat pentru producere en.termlca In

MW/an

782,11133

781,637.81

778,55188

783,823.53

789,153.12

757,194.04

cogenerare

Cantitate combustibil consumat pentru prod.en termice In surse

MW/an

730,054.90

729,612.34

726,731.81

731,65238

736,627.44

706.795.54

de vârf

MW/an

77,377,58

69,720.00

64355.56

51644.44

38,733.33

25,822.22

Total consum combustibil pentru producerea en.termice

MW/an

807,432.48

799,332.34

79128737

783,297.03

775,360.77

732,617.76

Total consum combustibil

MW/an

1,589,544.41

1,580,970.14

1,569,839.25

1567,120.56

1564,513.69

1489,811^0

mllmc

164,811.85

163^22.83

151768.73

162,48684

162,21637

154,4714)8

Preț combustibil (gaze naturale)

ler/mwh

98.00

98.00

98.00

98.00

98.00

98.00

ChdtuîeH cu combustibilul

millei/an

155,775.35

154335.07

153344.25

153,577.82

153,322.36

146,001.56

Cantitate CO2

tCD2/an

321300.66

359,567.51

317,317.58

316,768.04

316,241.14

301141.33

Cantitate C02 alocata gratuit

tCO2/an

32,641.88

-

- •

-

Cantitate CO2 de cumpărat

tCO2/an

288,658.78

319,56751

317,317.58

316,768.04

316,24114

30114133

1,85

03C

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

2034

2035

2036

402,367.68

398344.00

394,360.56

390,416.95

386312.79

382,647.66

378321.18

375.032.97

371,282.64

367,569.82

363.894.12

36O,25S.1B

148,000.00

140,000.00

132,000.00

122,000.00

109.000.00

96,000.00

96,000.00

96,000.00

96,000.00

95.000.00

96,000.00

96,000.00

550,367.68

538,344.00

526,360.56

512,416.95

495,512.79

478,647.66

474,821.18

471332.97

467,282.64

463,569.82

459394.12

456,255.18

383,661.05

375,124.24

366,616.00

356,716.04

344,714.08

332,73934

330,023.04

327,333.41

324,670.68

322,034.57

31S,424.82

316,841.18

54,013.99

53,229.45

52,447.53

51,537.71

50,434.71

49334,26

49,084.58

48,837.40

48,592.69

48350.43

48,110.59

47,873.15

329,647.06

321,894.80

314,168.47

305,178.33

294,279.37

283,405.58

280,938.46

278,496.01

276,077.98

273,684.14

271,314.23

268,968.02

540,367.68

528,344.00

516360.55

502,416.96

485,512.79

468,647.66

464,821.18

451,032.97

457,282.64

453,569.82

449,894.12

446,255.18

10,000.00

10,000.00

10,000.00

10,000. DO

10,000.00

10,000.00

10,000.00

10,000.00

10,000.00

10,000.00

10,000.00

10,000.00

1,445,097.57

1412,942.82

1,380,895.68

1.343,606.49

1,298.399.91

1,253,297.74

1,243,064.65

1,232,93389

1,222^04.44

1,212,975.28

1303,145.41

1,193,413.84

747,422.85

730.792.01

714,216.82

694,930.38

671,548-96

648,221.54

642,928.86

637,689.10

632,501.74

627,366.25

622,282.12

617,248.83

697,674.72

682,15031

666,678.86

648.676.12

626,850.96

605,076.20

600,135.79

595,244.79

590,402.70

585,609.03

580,863.29

576,165.02

12,911.11

12,911.U

12,911.11

12311.11

12,911.11

12.9U.il

12,911.11

12,911.11

12,911.11

12,911-U

12311.11

12.91111

710385-83

695361.92

679,585.37

661587.23

639,762-07

617,98731

613,046.91

608,155.90

603,313.81

598320.14

593,774.40

589/576.13

1,458,008.68

1,425,853.93

1,393,806.79

1,356^17.60

1,311,311.02

1366,208.85

1,255,975.76

1,245,845.00

1,235,815.55

1,225,886.39

1,216,05652

1,206324.95

151173.58

147,839.61

144,516.81

140,650.48

135363.24

133,286.82

130325.80

129,175.39

128,135/49

127,105.99

126,086.78

125,077.76

98.00

98.00

98.00

98.00

98.00

98.00

98.00

98X10

98.00

98.00

98.00

98.00

142,884.85

139,733.69

136,593.07

132,938.73

128,508.48

124,088.47

123,085.62

122,092.81

121,109.92

120,136.87

119,173.54

118,219.85

294,712.84

288,213.28

281,735.47

274,198.06

265,060.29

255,943.61

253,875.16

251/827.39

249,800.10

247,793.08

245,806.13

243,839.05

294,712-84

288,213.28

281.735.47

274,198.06

265.080.29

255343.61

253,875.16

251,827.39

249,800.10

247,793X>8

245306.13

243,839.05

Valoare Investiție pentru arzatoaresi pentru montarea 2 CAF-uri de 50 Gcal/h fiecare                                            mii euro

Valoare investiție turbina cu gaze 25MWe


Schema de funcționare:

Turbina cu gaze 2SMWe (cea a Venita sl apoi cea noua) + [CAE 5+TA5) + CAF 2 pana in anul2023sl apoi CAF-urfte noi

Specificație

UM

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2032

2033

2034

2035

2036

2037

Cantitate energie termica llvarat/vanduta

Gcal/an

406,432.00

402,367.68

398,344.00

394,360.56

390,416.96

386,512.79

382,647.66

378,821.18

375,032.97

371,282.64

367369.82

363,894.12

360,255.18

Pierderi rețele termice

Gcal/an

161,000.00

148,000.00

140,000-00

132,000.00

122,000.00

109,000.00

96,000.00

96,000.00

96,000.00

96,000.00

96,000.00

96,000.00

96,000.00

Cantitate energie termica produsa

Gcal/an

567,432-00

550,367.68

538,344.00

526,360.56

512,41636

495,512.79

478,647.66

474,821.18

471,032.97

467382.64

463369.82

459,894.12

456,255.18

Cantitate en.efectrica produsa

MWe/an

473,000.00

473,000.00

473,000.00

473,000.00

473,000.00

473/JOttOO

473300.00

473,000.00

473,000,00

473X00.00

473,000.00

473,000.00

473,000.00

Consum energie electrica

Mwe/an

37,249.92

37,156.07

37,089.94

37,024.03

36347.34

36354.36

36,629.31

36,608.27

36387.43

36,434.51

36,414.09

36,393.87

36,373.86

Cantitate en. electrica vânduta

MWe/an

416,200.08

416,293.93

416360.06

416/125.97

416302.66

416395-64

416,820.69

416341.73

416,862.57

417,015.49

417,035.91

417,056.13

417,076.14

Cantitate de energie electrica care primește bonus

Cantitate energie termica produsa in cogenerare

Gcal/an

488,468.16

488,468.16

488,468.16

488,468.16

488,468.16

488,468.16

468.115.32

468,115.32

468,115.32

447,762.48

447,762.48

447,762.48

447,762.48

Cantitate de energie termica produsa In surse vârf (CAF+cazan recuperator)

Gcal/an

78,963.84

61,899.52

49,875.84

37,892.40

23,948.80

7,044.63

10,532.34

6,705.87

2,917.65

19320.16

15,807.34

12,131.64

8,492.70

Cantitate de combustibil consumat In cogenerare

MWh/an

1,238,809.52

1,238,809.52

1238,809.52

1,238,809.52

1,238,809.52

1,238,809.52

1,210354.76

1,210,654.76

1,210,654.76

1,182300.00

1,182300.00

1,182,500.00

1,182300-00

Cantitate combustibil consumat pentru prod en.el

MWh/an

608,142.86

608,142.86

608,142.86

608,142.86

608,142.86

608,142.86

606/265.87

606,265.87

606,265.87

604388.89

604,388.83

604,388.89

604,388.89

Cantitate combustibil consumat pentru producere en.termica in cogenerare

MWh/an

630,666.67

630,666.67

630,666.67

630,666.67

630,666.57

630,666.57

604,388.89

604,388,89

604388.89

578,111.11

578,111.11

578,111.11

578,111,11

Cantitate combustibil consumat pentru prod.en termice In surse de vârf

MWh/an

100,830.75

79,040.93

63,687.52

48385.69

30,580.77

8395.45

13,448.99

8362.87

3,725.62

24,925.75

20,184.75

15,49X17

10,84432

Total consum combustibil pentru producerea en.termice

MWh/an

731,497.42

709,707.59

694354.28

67S,052.35

661,247.44

639362.12

617,837.88

612,951.76

608,114.51

603,036.86

598,295.86

593,602.28

588,955.63

Total consum combustibil

MWh/an

1,339,640.28

1317,850.45

1,302/497.14

1,287,195.21

1,269390.30

1247,804.97

1,224,103.75

1,219,217.64

1,214,380 38

1,207/525.75

1,202,684.75

1,197,991.17

1,193344.52

Total combustibil sub forma de gaze naturale (după ce se scade cantitatea de $ynga2

MWh

1,111,614.29

1,089,824.47

1,074,471.15

1,059,169.22

1,041364.31

1,019,778.99

996,077.77

991,19X65

986,354.39

979,399.76

974,658,77

969,965.18

965,318.54

care rezulta din gazelficarea deșeurilor)

rnllmc

115,257.69

112,998.41

111406.50

109,819.92

107,973.82

105,735.75

103,278.29

102,771.67

102,270.12

10134903

101,057.46

100370.80

100,089X2

Cantitate CO2 rezultata din arderea gazelor naturale

tC02/an

224,694.82

220,290.36

217,186.94

214,093.90

210,494.93

206,131.81

201,340X9

200,353.34

199,375.57

197,969.80

197,011.48

196,062.75

195,123.51

Cantitate CO2 rezultata din arderea syngaz

t CO2/3H

46,09176

46/192.00

46,092.00

46,092.00

46,092.00

46,092.00

46,092.00

46,092.00

46392.00

46,092.00

46,092.00

46X92.00

46,092.00

total cantiatet CO2 rezultata din ardere

tCO2/an

270,786.58

266,382.36

263,278.94

260,185.90

256,586.93

252,223.81

247,432.99

246,445.34

245,467.57

244,061.80

243,103.48

242,154.75

241,215.51

Cantitate CO2 alocata gratuit

tCO2/an

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Cantitate C02 de cumpărat

t CO2/an

270,786.58

266.382.36

263,278.94

260,185.90

256386.93

252,223.81

247,432.99

246,445.34

245,467.57

244,061.80

243,103.48

242,154.75

241,21531

pretC02

euro/t co2

34.00

35.00

36.00

37.00

38.00

39.00

40,00

40.00

40.00

40.00

40.00

40.00

40.00

Valoare investiție

mii euro

10S.45W

conține Investițiile ce trebuie realizate in prima etapa (2019-2023} de 6,55 mll.lel sl valoarea investiției turbinei cu gaîe de 25 MW, deci 12,46 mil.euro, arfica total 19,01 mil.euro

Instalație valorificare deșeuri prin gazelficare

UM

An 2024

t

80,000.00

ki/kg

13,000.00

MW

228,025.99

MW

186X81.31

228.026.00

total comb./gaze din gazelficare

MW

77,528.84

107,748.56

comb.en el

Mw

9,066.00

MW

68,462.84

MW

109,452,47

120,277.44

comb.et

Gcal

103,979.85

euro

2,149,093.35


Specificație

Cantitate deșeuri

Putere calorifica deșeuri

Cantitate de combustibil - gazele rezultate din ga zeificare

Cantitate de energie obținute in cogenerare

Cantitate en.el.produsa

Cantitate en.el.consumata

Cantitate en. electrica livrata

Cantitate en.termica produsa

Cantitate en.termica livrata

Venituri din deșeuri (evitare plata taxa depozitare)

Valoare investiție realizata in anul 2023

Instalație valorificare deșeuri ♦ turbina gaze 25 Mwe + turbina gaze 45 Mwe + 2 CAF«uri noi

Pentru a se putea compara rezultatele funcționarii echipamentelor existente cu cefe care se vor monta In cadrul investițiilor, am prezentat acoperirea acelorași consumuri de energie termica.


In ambele variante de funcționare.* cu echipamentele vechi si noi.

Efectele pozitive ale noilor instalații sunt

  • - randamentul global al grupului de cogenerare existent(C3+TA3) este de 70-71.5%;

  • - randament mai mic insemana consum de combustibil mal mare sl deci cantitatea de emisii CO2 este mai mane;

  • - randamentul global al turbinelor cu gaze si a motoarelor termice din cadrul instalației de valorificare deșeuri este de 84-86%;

  • - coeficient de termoficare este mult mai mare si anume: 0,9-1,2 MWe/Gcal, deci producție de energie electrica mai mare pentru aceeași producție de energie termica.

Trebuie avut in vedere ca in cazul cogenerarii necesarul de energie termica impune restul.

H de


■. *‘-F           hu-i

i.ats CA9 H k. pc>:


v *1» s. fe«f ,‘          trata oe K t

Impact RacAaerea valorilor emijillor da NOx aub Umilele admf»»

AKAUZAHN ANGARA

UJ«I.

a»9

_ »» i».. ..

2021

.*■

2072

3

2023

4

2024

5

2006

—? -zq

2026

p...zr.

2027

-.-r__

2029

10

2030

11

2031

12

2032

13

2033

2034

ÎS ""

2035

16

ZC36

~î? —

2037

«

' 5oiraM

»

2039

20

2040

îi™ “““|

COSTURI

-Lj

U___

WrtRIe

RON

8,755,«»<

Z

.

~rj

RetoMesOtk

RON

_

■■

-

*1

v«c:reretWuet»

R0N ...

IMPACT

.......

. 1

Jaducar» canUtetedo NOx

-X'-

---------------------•

356.643

356,643

356,643

356,643

r     356 543

0.0400

141266

95» MJ

356,643

356.M3

956,643

356,643

...... 35^3,    as^.

95*643

3S6W

356.649

0,0400

14,266

3$6#ia

356,643

356,649

356,643

35*643'1

Rad ocara corturi cu eratinia de NOx

ROM

1*288

KT*'

MJ66

14,266

14.266

1*MB

ÎÂ.266

M-25t^

1*266

14.265

.....  14^66

*U66

"“14,266

1*786

0.04 QO

l*26i

1*265 I

Reducere consum de combusaMVeiwe nattiiaie

milmi/an

777

777

777

777

777

777

" ‘” ’ 777

777

777

777'

777

777

777

TH

777

777

777

777'

777

777

Preț unite? k (indus V transport

RON/M3

1,066

*066

1,056

1.0M

1,066

1/166

*065

1/I6S

1,066

066

1,065

*066

1,065

*066

1,056

2.W6

066

1.066

*086

1£66 ,

taducera cârturf aicombustbil uf

ROM

«8,630

BU.630

«28,630

1 • 630

828^630

«23,630        828,630

*4*4»

825,630

828,830

«28.630

«au»

«28,680

«2*630

*23436

63,636

823,530

828.630

—«ai»1

Reducere cantitate de CO2 aferent cantHata do combustibil retfU»

toneZan

-

131S

*515

1,515

>315

*515

1,515

*513

1315

*515

«.

1,515

WS

*51S

*515

1.515

Vis

1,515

*515

*$15

*515 ’

Prat țintar 002

RONA

...........Ml

146

221,205 tfaMIOl

195

160 24*512 *0*3.508

165

170

174

179

______

1B8

188

183

138

188

188

188

188

188

— . Yjî>

FUMNETDE NUMERAR FINANCIAR

«55'

~ —

JfâB

*056,965

1 0»T JU

: n9*M9

1 £99,779

"*io-~915

1.2M/15O

MW»

235,426

-

1.128322

, 286426

1*28,322

*128,922

uMas

~  *12*322

283,426

05,426

283,426

1128,322

235>25

1,122,322

289,4261 ; .128 322 ț

pWwire Artattffarta ItataRnirtdera jVAN-F]     -Ț—»-      6,C44,zzb1

[taia Interna <te Renta SCI tale Firaidil                    Ț~        l*O»ț

ANA1IZA ECONOMICA       ________ _

Filaturi de numerar osturi financiar» nata

rom ' "

715, _

2020

1

”(*JS5,«£0

«u:

t~1

30.3 .

1.

7074

XI3\

.KjT”"

__i

K<ts     j     /£1fi

Js»ZJ-" 2031

V.              12

20*2

13

M39

-

2035

--16 "

2036

"“u' ■*”

„ ,2tg7

_____ia'2_ '

r 2038 _

»

2039

2048 (-a—,

843*743 .

Fluxuri de numărat be-rft-SfinanduaMte          RON

Reducere cantitate de NOk                           in

—-----

14H1U

956643

BM 643

*078,772

356 543

*M5/K»

356643

*09*643

356643

*09^779

35» 643

*108313

355,643

*114/30     *12*166

" 356,643         356,643

*12*322     *121441

355.643        356643

__»»“

356.643

*22*322

355.643

*128322 3561-3

*128322

356,643

*128422

355.643

143427

356 648

*128422

356 643

*u*BT

356643

*12*322

356,649

13,12*975 ’

Valoare ecntiomfca u ■ am

Veto» re «orwnka reducere enAR do Nex FUJXNET DE NUMERAR ECONOMIC

RON •£_,

RON

--:

aa

35

11774,271

1411*236

39

13,774,271

M/URJ73

»

13,774.271 14 • *643

39

13.774*71

1 859 77**

39

13,77*271

14 856.914

39

untin

_*«««*»

_ »

19,77*271 jțMUjai

39            39

13,77*271      15,774.271

-.1888421     14J95.45T

39            39

13,774271     13,77 77!

1» RZ.193     14.WW33

39

1*774.2»

14 • 2,593

39

13.774,271

• -.-2SB

39

  • 13 774271

  • 14 9CZ.S93

39

<•774 r-:'

14,90*593

39

1*774,271

UȘ0*593

35

14 90*193

17174^71

«£??£BL

39 1*77*271 1*907,593

39 1*77*Z71 1*93*599

1^48*6»!

MMfiWU I

fv3££îÂStB)tate NetaivÂN-'^

Sete Interni tfe R«i»bl!tate (Rffl-E)

j HON

M9.4»

twJtartanrt BwwdcU-CftHtiri <IBCi

Indtartor

2*ia

.. ----------------------------------- ---

Valoare Artuafiret» Nota Fkiânchra VAN-F

T RON

6.0M.228

tata Intama de RectabUtato Financiara 'RIR-F)

JZ3

11.054

Răutate «alta etwwnta                 F u.m. T Valwe”, , i

.-doare Actualitate tata Vw-Ej__'"""rSn~~ |" ' 'l&ă'2&t»Jăît~1

Rate Interne de ftentebffltatB RIR4H ..... i ‘      ,          J8O4XJ

Ir.dkatorulBwreftdKMturt?iBO '            ~ | frdtataZi"       2*18!


r .r ... .1.5-- i.

Impafl: Reducarea ccncerrtrMM        de NOx (ub valorile limita admfca


'ÂNÂUZA FINANCIARA

2019

a

2020

*-

2021

2022

3         ’

ilnveiUde

RON

(16,683.120:

«KlnwftitB

ROM

valoare reiduala

(ION

IMPACT

<w-lo;u«-cantitate de NOx

_______—

0.0400

23,143

jretax» unitara de mediu Raducare costuri cu andctla deNC»

SON

—. . ».....M

“ Ut

H aducere consum de cornbusttbU/jaie naturale Wetunftargaî JnctaJrtrenspcrtj

RONlmd

--------T

-

1,056

1,065

■Uucwe auturi cu comfcuatibUul

ROS

1505X95

Reducere cantitate de CO2 atare ut tanttutU de cambuttlbg redus

tone/en

-

_ -

1753

Frai untura»

«0N1

Ml

146

FUM NET DE NUMERAR FINANCIAR

HON

„■

. „fe*6104®

pi,M3ii20

--907WS



r

-

1 "" ,

s

. |

0 0400

0.0400

anual

O.C40O

. O.MCO

ăofloo

ideoo

”0.04D0

0.04C0

00400 '

526

1,412

1,066

526

526 1412 "1065

526

526

526

___526

525

526

1,066

1JOM95

1.066

1MM/M5

1.066

1,066

1066

1X66

1X56

1,066

1505395

1505,455

1WM95

1605,495

1505.405

1W5X35

13C5X«

2,753

2.753

2,75*

2,753

2.7S8

2,753

2.753

2,753

2,753 '

160

165

WțJ

17i,

E?

_______184

186

IBS

188

188

1.95M53

IEF. Ull

#M5 7W

1998.753

1911719

"■•'W4.685

"1WA6K_

____2X24.556

"2144 464 "


jWMJZAEambiigcÂ



ndfatofu! BenrfteMWuri HBC.



FIiaurt da numerar roctvrf Bnendare nate

H»urt de mimerar ban* Roi'flrujncisia mt«

Beducerecamtete da NOx

"țiuit

2020

2021

4..

--WJ

•« .

„ .. .

-tea

. 1

2

-

*

.......>

ROK

(S581040)

IliMi 120)

s«*SS5F

---yr¥itP

. -1

-

19fS,786

_

-

,_jâ«

----

T

13149

13.149

13149

13149

13,149

13.149

13.148

3S

39

39

39

39

39

39

39

39

ROM

-

-

507,835"’

S07JIM

W7.B34

507X36

507.836

SM

5W43«

ROM

■556I.W-

2X15X22

2X41,755

•454 722

2X67.688

14KAM

I ■-- - 588




u.ra. t vatom ~J

ROM 1 Țjaijxii

%             5.8*1



2029- .

«**

. 13

?rv

2036

U

»

'i

.

*

ii

--—

-

■ :

Ti

20,428.310 J

1011,719

2X24.6M

1024X88

2X24X86 »    %02M8B

2X20.6*8

2X20,6»

2X24.686

1C24.68B

1024,686

'21821*37"

39

-SW5S5-

3,

ȘC7AM 15J2U2

»

39

39

7,

39

“»

„..3?

....... 39

39

507X36

507.835

507X36

507XM

1592522

507X38

507X36

507X36

597X36

507X38 1531S22

5X65.TM!

..

7

1511312

2,532522

2332522

2 ‘17 522

1531523

4 532,522





r. 2 2-in$t                e cu gaxe cu cawun recuperator si «rd rasupfimenta*»

de!4,3Gcjt/l <u utere de 45

Impact Contribuția Ie creșterea eficienței energetlre si Contribuția la redutersa emisiilor de CO2

- NAUZA FINANCIARA

UJTI.

2019

2023

2021

2022

2023       2024

20 ÎS

2025

2027

2029

;e?s

0

1

2

3

4           S

6

7

8

9

COSTURI

investiție

RON

(18475482)

>55,126,746)

^73,502428

36,751,164;

Reinvastltii

RON

-

.'floare reziduala

RON

-

IMPACT

Reducere consum da cwnbustlbll/gaie naturale

m*f ms/an

-

-

9,492        9,492

9.492

9,492

9,492

9,492

9,492

Preț unitar gaz Inclusiv transport)

RON/mB

1/066

1.066

1,066 1,066

1,066

1,068

104»,827

1466 UWW7

1,066

10,120,827

1,065

10,120,527

luare corturi tu combustibilul

RON

-

-

10,123327   10420.1'77

10420327

Reducere cantitate de CO2 aferent cantitatii de combustibil redus

tane/art

-

1

18,505      1K5O5

18,505

18.505

13405

18/05

18/05

Preț unitar CQ2

RONA

141

146

155        160

16S

170

174

179

184

Reducere ermurf ai acMrltia CO2

RON

2,376.232   2363391

34504*9

3/37,708

3/24,866

3312,025.

3/99 153

- - iturt suplimentare neorara din erertart da tarife

RON

_ •

-

2400400

Z/MO/0C

24W40O

2403/00

2/00400

2/00/M

FiJUX NET DE NUMERAR FINANCIAR

ROM

tM.BSJWt

125 74*

173,502.328

15754405 1S.SMJ18

15 171,376

15/58435

15/45,693

15.432/52

15/20/W

V^reAOwaMzat» Nete Fbwndan (VAN-F)         RON 19424,247

Rate interna de RentafciUtate Flnandara (RER-F) ~ ’ V,             SM

&NAUZA ECONOMICA

2019

2C.

2021

2022

2023

•2074

2SS5

.■w

' 2027

..................—------ . » m» .

i “

2.

*

4

5

.4

............

-7 ‘--7-

Hanuri da numerar costuri financiare nete

RON RON

------"

(18/75/82)

(55426-61

(733073111 (38 751,154)

15/84/18

15,171/76

15/58/35

15445,633

4

Anwi <te numerar beneficii financiare nete

-

12/97/59

15/32452  154W,C10

123'     123

Reducere cantitate da NO*

t/an

12.9

12.9

12.9

123

123

Valoare economica unitara

RON 1

38,622

30,622

30,622

38.622

58,522

38 522

38,622

38,622

38,622      38422

*Vabanj econorolat reducere erafall de NOk

RON

-

-

498,224

498/24

434224

498424

488324

4M124    «31/24

Raducat* cantitate de SO2

t/an

-

62

63

«.2

5.2

02

5.2        6/

vioare economica unitara

ROMA

1.178

178

1,178

1,178

U78

1,178

1,178

1,178

1478      1,178

1 Vainan* eamamka redurare emisii de £02

RON

7336

7338

7336

7336

7335

73»      7.136

0.89         O.a9

Reducere cantitate de NQx

t/an

*

-

0.89

089

0.89

049

039

jValoare economia unitara

RONA

240110

240/10

240,210

240310

240,210

240310

240,210

240,210

240.210     240310

Valoare economica reducere emisii de NO»

FLUX NET DE NUMERAR ECONOMIC

RON

-

-

-

îl',787

213,717

213787

213,787

___ 213,787

715tț»5jG4O

213787     213,787

16 157,198  1543945?

BON

_________L.

55426.746'

{7130)32«   21,034.759)

lSjKXt/M

15 «oro

ÎS 177 Ml

.doare Actualizate Neta (VAN-E)

RON 1

Reia Interna de nentabtlttate (RNM^

“ N H

Indicatorul benefidl-Ccsturi {IBcj

Indicator 1

ins

«caritate analiza financiare

Valoare Actualizate Nete Financiara (VAN-F)

um.

RON

Valoare ’

' 19/24/47

;Rata Interna de RentabMtate Financiara IRIR-F,

t/an

MS6

" .........■||>|"ii".

1----------------------------------‘

Rezultate smafiza economica Valcara Actualizat! Neta (VAN-E)

UJC.

RON

valoare J

11,055,863

Rate Interna da Rentabilitate RIR-E’

*

53«

LO5

Indfcatorj! Benefidl-COsturi (IK)

Indicator

M30

11

2031

12

2032

19

2033

2034

15

2035

16

2036

»

2037

18

2088

19

2039

20

2040

21

2041

22

2042

23 "j

r

-■

“*“7”

-

n

-

1

.........

xosfi

1,066

136®

1,066

1,066

1/365

1,066

3,-fax

1,006

1466

3.492

1466

■"   1466

9,492

1.065

9,492

1,066

10,120,827’

104211,827

10,120,827

1 ,120327

10420,827

J042O4Z7

10420427

10,120427

10420427

10,120327

10,120, vn

10420,827

10,120427

W505

18305

IB405

18305

18,505

18405

18,505

18405

18405

18,505

18405

18305

18,505

188

188

188

188

188

IBS

188

188

188

188

188

188

188

3,488,542

33563®

34863®

33864®

3,486342

3,4864®

3485342

33863®

34«63«

3486,342

3/W6342

34863®

2flOOftW

2,000,000

2JXW/W0

2/KC/X»

23M/X»

2400400

2.000400

2400400

240041»

2480400

2400400

2400,000

2400,000 |

..... i

KJ6Vr^£S,

ISfiMfid

15 M ' : :

15307469

35,507169

JL5307 «

15 607,169 ,

15507469

15,607465

15407,163

15 607,159

15,607469

15.607,169"

-T~

1J

sor ]

2033

2034

ÎS

»35 T

2036

17

. "i’.

20W

1—.J

2041 ~

22

*”'2042

... s ..

L

ltt,231486

164343354

15,607469

12,S

38,622

15,607469

12.9

3B.622

15,607,169

123 ’

38.622

15307,169

12.9

38,622

15,607,159

12.9

38,622

15,687,189

12.9 '

38,622

15,6074» 1X9.

38,622

15,607469

123

15307,169

123

15307459

123

15307,169

129

1[.m7’4»

12.9

38,672

496,224 _ k?

X178

15,607,169

~ 129

38,622

498,224

6.2

1178

498,224

64

1,178

498424

6.2 6.2 ' 1,178       1478 ’

498324

62

1,173

498324

6.2

1478

408,224

64 £

1,178

4SBJM

6.2

1478

49® 12 -

62

1.178

4 - -        493324

6.2           6.2

1478 ’     147B

498424

62

1 178

_____ 5361,542

7,136

039

7,336

039

743®

0X9

7 2 M

0,89

7338

039

7336

0.8» ,

7336

0.89

7336

0.89

7336

0,89

7336

089

-

0X9

7336

0X9

7336

039

2«3?îj

240,210

240J10

240410

240210

240410

240,210

240.210

240,210

240,210

240X10

240X10

240,220

240,210

213.787

16 326 .15

213 787

16 7. 515 .

213,78?

213,787

213,787

ww

16.326,515

KX7W

213,787

213,787

213,787

Z13.7J7

213,787

23014»

16326,515

15326415

16326,515

1(326335

1642-- 515

16325315

16,376315

16326335

16,326,515

1G3253I5

11355368

fiîn praf ct nr- 2.3 -Real         • linei*    de văi   nare ? tfcssMntor rțxuinrte In cadru!

irara tiel MBT exUten s, putere de 12,9 MWc si 16,S MWt (1 motoare termica cu putere electric» unita de 3MWetî SMWt)-

Impacfr. Contribuția la astenia cautfteUi de worțte electrica«(termica produsa ir» oogenerw* de hwha eficienta, din ra surse regenerabile

' NAU2A FINANCIARA

U.m.

2013        2020

: 5 1 î

2022        3022

8 1 »■____

2023

4

2024

5

2025

6

2O2G

7    H

2027

B

2028

9

,5

2030

ii

20S1

12

2032

13

2033

14

2034

15  ~

2035

15

2035

17

2037

13

2E>?6

20Î5- .

in

2040

2041

22

. 1WI *J

21     1

COSTURI

J

InvestHa

RON

-   '23465.0001

'£3,795.000'  £3,060,000;

6,530.000

-

-

■ ' -

— ~T|

RetevestIHI

RCN

-1

-

-

--

''.«bare reziduala

RON

--i

IMPACT

_________________|_________________

r -

Reducere consum de comt>u»m<V<Are natura e

mit mS/an

23,643

ase

23,643

23,643

23,643

23,543

23,643

23,643

23,643

23,643

23,643

23,643

23,643

23,643

23,643

23,«3

23,643

23,643

23,643

23,643

Preț unitar gaz (Înduri* transport]

R0N/m3

1.066        1,066        1,065

1,066

1,066

1,066

1,056

1,066

1,066

1.066

1.066

1,066

1,066

1,066

1,066

L0S8

1,065

1^66

1,066

1,066

1.0%

Redcce^ costuri cu cornbustibitul

RUN

25-103,173

254084®

S«m

25408473

254C8473

25408,173

25408473

25,208,173

2SJB3473

25408,173

254584/3

«408473

25403473

25408,173

25408.173

254M473

M40C173

25,208.173

25408,173

Z54M,173

Reducere cantitate de CO2 aferent cantității de l lomhurtibll redus

tone/an

............

1

-

--

Pifit unitar COZ

ROM

-

141         146

1SS

160

185

170

174

179

184

188

188

188

138

133

188

IBS

188

188

188

188

188

Reducere costuri cu editzîila COZ

- »o,.

-

-

-

-

-

■ 1

FUJX NET DE NUMERAR FINANCIAR

RON

țW,7»XM»l UM0.OOC!

1-.32XJKJ}

25.M*73

25408,173

Z54U8473

25401173

25.2011.173

2S408473

25.208.139   Z5,208,173

2SJOB 173

25 W 73

75 ; ■ '73

254084

1 , '£1173

25408173

25408173

25408,173

s >’>]

> twra Actoaleata Nea NremdarațVAN-^ ~~Ț""rqn ^95,1554171

Rata frtema deRentBhlBtate FInantiara (RIR-F)          k        ' a.5kj

ANALIZA ECONOMICA

-U=—

2019

2020

1

2021

ă ~

2022

2023

4

2024

5

2025

6

2026

7

-W

S

r 2028

9

2029

10

2030

11 ’ '

2031

- U -i

Jli32

...... » ..

2033

14

203» ,

it

Fluxuri de numerar costuri financiare nete

RON

(23465 ICI

(69,795,800}

P34W.OOO)

(46430400)

25408,173

25488473

25.2W473

25408,173

15408473

254W,173

2540M73

2S4K173

-

2S408473

24*5X5®

23499473

2449X5®

25408473

2449X5®

Ruxuridc numerar betwOdlf nandam nete

RON

25402,173

25408.173

2,149X133

deaewflw In de . 2. autorizate

RON

2.MSXM3

24«,M3

24*9,093

2,149,093

2449493

2,149,099

2,149,093

2449X5®

2,14945®

FLUX NET OE NUMERAR ECONOMIC

SON

43465X500 hO./Ss.ocxri

S34M.MW

119472,73*,

27 357 L«

27 '

27J57455

27.'577S6

27357

27 357466

27 = :?<_

37457,266

27,3574%

77,țS7 M.

2/,.IV 7%

27 37406

{Valoare Actualizata Nat» (VAN-E) tRata Interna da Rentabilitate (RIR-E)

RON

. —

•Initlcsbxul 8e nefkii-Cesturi (ffiC)

in&Cataz

Î.77


203$

17

2037

1038-

2039

20

2S>

21

2041

2042

23

25408,173

24S3433

25408,03

24494 M

"""

25408.173

25408.173

3S4W473

2449,0®

"27,357,2®

“15408473

2,149,093

27357,266

15408,173

1449493

204,1324®

271474,197

2446X193

2,148,093

2343348S

27 51.266

Z7.5VJ66

27.3S7,î66

27457.766

17^7466

90377445


Valoare Actualizata Nota Financiare (VAN-F)

uj».

RON

Valoare

95,155,227

Rate Interna de Rentabilitate Financiara RIR-F

34

BS94i

Rezultate analiza «anemica

'| nm.

Vioare

luare Actualizate Neta .ATM}

RON

30.377.545

Rata Interne de RentaSBt#» (RIR-& Indicatorul Beneftdi-Corturi s.

K [ Indicator

9.6%

1.77 1





Proiecte

Analiza

:inanciara

Analiza economica

Valoarea Actualizata Neta Financiara

Rata interna de Rentabilitate Financiara

Valoarea Actualizata Neta Economica

Rata Interna de Rentabilitate Economica

Indicatorul Beneficiu-Cost

RON

%

RON

%

Indicatorul          '

Fisa 1.1: Înlocuirea instalației de ardere aferenta CA5 + TA5, pentru asigurarea incadrarii In valorile limita admise pentru concentrația de NOx

6,044,228

11.0%

168,266,911

169.4%

21.18

I

• Fisa 1.2: CAF-uri

!....................................-.............................................................

3,422,921

5.8%

6,959,850

8.7%

1.34

Fisa 2.1: Instalarea unei turbine cu gaze cu putere de 25 MWe

34,660,518

10.2%

26,388,454

10.2%

1.51

Fisa 2.2: Instalarea unei turbine cu gaze cu cazan recuperator si ardere suplimentara de 14,5 Gcal/h, cu putere de 45 MWe

19,524,247

5.2%

11,055,868

5.8%

................

1.05

Fisa 2.3: Realizarea unei instalații de valorificare a deșeurilor rezultate in cadrul instalației MBT existenta, putere de 12,9 MWe si 16,5 MWt (3 motoare termice cu putere electrica unitara de 4,3MWe si 5,5 MWt).

95,155,227

8.5%

90,377,545

9.6%

1.77

!

1

Fisa 3: Reabilitarea rețelelor primare, in special a zonelor care înregistrează pierderi ridicate

6,550,898

5.3%

4,549,193

6.0%

1.07











Rata EBTOA


xeo        JflSl        2022        2C23        20»        2B25        ZOB

105*       1-76%       102*       10M4       132%       2,64*       2.H*


2027        zea        JO29        2030

ISO*        3.12*        3-47%        3.91*


Rata EBITOA («)




*>-» h

/ ;•



214(C3) - PT 2 VEST racord

MT sala sport

114

50

230

PT 14 VEST

168

50

240

213.1(C2F1)-racord MT SCM

60

37

90

353-PT22

219

75

800

353.1. - racord Imobil Calarasi

48

35

30

11

219(C16-4') - 219,1,(C16 - 4'}

168

50

152

128

219(C16-4') - 219,2(C16 - 4‘)

168

50

684

576

219(C16-4') - Școala gen. nr. 2

60

37

390

164

219,2 (C16 - 4') - PT 8 Podul In;

168

50

686

578

219.1(Voirrta) - Imobil "înapoi

60

37

20

8

F56 - F17

273

75

674

895

Racord PT ICERP

219

75

800

927

C‘5-C6

219

75

492

570

Racord PT 4 Nord

168

50

288

243

C2-C7 (NORD)

324

75

1,090

1,622

racord PT 2 Nord

168

50

32

27

racord PT 1N ord

168

50

160

135

C7-C8

219

75

326

378

Racord PT 5 Nord

168

50

300

253

C7-C9

273

75

682

906

Racord PT 8 Nord

168

50

20

17

C9-C10

219

75

100

116

Racord PT 6 Nord tur(2*150)

168

50

666

947

561

retur(200)

219

75

333

386

242.1.(F7Y) - 243(CQ)

324

75

242

360

242(F7Y) - 242.1.(F7Y)

324

75

14

21

242(F7Y) - 242.1.(F7Y) -Racord

168

50

56

47

Racord PT 9 Nord

168

50

534

450

245(F11Z) - 245.1.(F11Z)

219

75

986

1,143

245.1.(F11Z) - 352 racord SP.JU

219

75

300

348

Racord PT 7 Nord

168

50

470

396

Racord PT APA NOVA NORD

34

28

50

14

Racord MT UPU TUR

76

37

200

94 P

Racord Apa Nova Vest

60

37

300

127

Racord PT AS. BLOC 86

89

40

798

423

Racord PT INCAF

168

50

1,000

842

Racord PT CONSPROIECT

89

40

60

32

Racord Ștrand VOINTA(Conpet

76

37

200

94 Pt

Racord MT Showroom Autokat

48

35

82

30 Pî

Total mag.l Vest, din care:

Cond. Preizolata

Lungime fara CET-F25

.

56,563

40,047

116,621

3,243




Mag.li Sud

Tronson

DN (mm)

Gr.izolatie

(mm)

Lung.cond.

(m)

suprafața izolație (mp)

F25-NS(203) - F7(272)

-tur (2*700)

711

100

1,268

3,627

-retur (900)

914

100

634

2,218

F7(272) - F20 (278)

-

-tur(2*600)

610

100

3,120

7,935

-retur (800)

813

100

1,560

4,962


RomCapital ;;e

Invest


Răspunsuri la comentariile PMP la Strategia revizuita

Comentariu

  • 1.  Nu este precizat daca valorile de buget menționate sunt pentru echipamente sau includ si lucrările de monta] si racorduri ?

  • 2.  TG 45MW apare cu putere de 44 si 40MW in pagini diferite ale strategiei ( pag 18- TG 45MWe, pag 63- TG 44MWe, pag 66 -TG 40MWe.

  • 3. Unele puncte termice se pot imbunatati ca si indicatori de eficienta prin modificări racordare. De ex:

o PT5 Mihai Bravu - consumatorii existenti ar putea fi transferat! ptr racordare in secundar la PT1 Mihai Bravu.

Răspuns

Responsabil


Valorile de buget acopera proiectare, achiziție echipamente si execuție lucrări, contracte la cheie/tlp FIDIC Galben.

S-au efectuat corecturile.

Irina Duica

Irina Duica


La nivelul Studiului de Fezabilitate (SF) se vor analiza mai multe soluții printre care si cea propusa de dvs.

Reproiectarea se va stabili tot ia nivelul SF daca se vor găsi trasee noi care trec prin domeniul public

Irina Duica


o PT12 Republicii - se poate reproiecta racordul de agent primar astfel incat lungimea racordului sa se reducă cu aprox 50% fata de existent.

  • 4. Magistrala VI a fost gandita ptr o dezvoltare nefinalizata a zonei deservite. Aceasta rezulta ca ineficienta datorita gradului mic de bransare si a intensității energetice. Pentru consumatorii racordați se pot aplica masuri de implementare a unor surse locale ca pompe de căldură, cazan sau motoare termice.

Sugeram ca la nivelul SF sa se analizeze mai multe soluții. Acestea vor tine cont de faptul ca rețelele secundare au lungime mare, deci densitate redusa a consumatorilor, precum si de faptul ea investiția in surse (geotermale, cazane, motoare termice) este ridicate. Acestea se dimensionează la nivelul consumului maxim de 300-400 ore/an iar in realitate funcționează circa 3700 ore/an la 50% din sarcina si peste 4000 ore/an ia circa 15-20% din sarcina .

Irina Duica


RomCapital

Invest •••

  • 5. Includerea de planuri de amplasament ptr obiectivele de investit» si schițarea in cazul sursei de valorificare deșeuri a soluției de racordare in rețeaua de termoficare.

o Disponibilitatea de racordare in rețeaua de medie sau inalta tensiune a fost verificata cel puțin la nivel teoretic ?

o Dar racordarea la SACET astfel incat sa se poata asigura alimentarea cu energie termica ptr cel mai indepartat punct al rețelei vis a vis de punctul de racordare al acesteia ?

Recomandam ca in cadrul SF sa se analizeze posibilitatea de Irîna Duica racordare la rețeaua termica primara, precum si la rețeaua de medie/inalta tensiune.

De altfel, planurile de amplasament sunt obligatorii la nivelul SF.

  • 6.  Strategia menționează ipoteza scăderii cererii de energie termica pe baza aplicării masurilor de creștere eficienta energetica. Nu este menționata nici o perspectiva de dezvoltare a unor zone (ex legătură Gara de Vest - Gara de Sud ) sau intențiile Primăriei de construcție si racordare la SACET a unor instituții publice, scoli, spitale etc..

  • 7.  Reabilitarea instalației de ardere cazan 5 este estimata cu o creștere de 1% ca randament pe grup (cazan* turbina). VEP considera nesustenabila creșterea de randament global de 1%.

Nota: in discuțiile cu potențialii furnizori ptr instalația de ardere cazan 5, condiția pusa de VEP a fost de păstrare a randamentului existent întrucât calculul termic realizat in cadrul studiului de fezabilitate indica doar o ușoara creștere a randamentului arderii dar nu si o randamentului cazan. Randamentul cazan s-ar putea imbunatati prin marirea suprafețelor de schimb de căldură, (eliminarea infiltrațiilor in cazan si menținerea curata a suprafețelor de schimb de căldură fiind masuri de păstrare a performantelor existente). Mai mult, recircuiatia de gaze de ardere aduce o modificare la regimul de funcționare supraincazlitoare cazan si o creștere a debitelor de injecție.

In calculul evoluției consumului de energie termica s-a considerat ca eventualele racordări ar putea sa acopere reducerile de consum care in prezent sunt prea mare (peste 7 Gcal/an si ap.). Astfel, s-a avut in vedere cel mai plauzibil scenariu existent la aceasta data, anume reducerea cu numai 12% intr-o perioada de 19 ani.

Cazanul nu realizează in prezent randamentul sau nominal la funcționarea pe gaze naturale. Orice îmbunătățire a arderii, conduce la creșterea randamentului cazanului. Masurile precizate de către dvs. sunt corecte dar trebuie aplicate in cadrul programului de mentenanta. In cadrul lucrării de reabilitare a instalației de ardere nu s-a avut in vedere si execuția recirculatiei de gaze arse, întrucât este o măsură secundara de reducere NOx, aceasta nu este obligatorie si in plus nu este nici necesara, deoarece din reabilitarea instalației de ardere se obține concentrația de NOx ceruta (lOOmg/Nmc gaze arse cu conținut de 02 de 3%.)

Irina Duica


Irina Duica


/=?/


RomCapital: ;;e

Invest


  • 8.  CAF 50MW. Randamentul de 95%. Din informațiile culese de VEP se pare ca poate fi atins acest nivel de performanta.

  • 9.  Prețul combustibilului a fost considerat fix pe intrega perioada (2040) de 98îei/MWh. Prețul unitar CO2 s-a considerat o variație intre 141-188 (2030) după care valori constante 188lei/tona. Pe ce baza ? VEP sugerează menționarea ipotezelor de calcul luate in considerare la întocmirea strategiei.


Acest nivel de randament asa cum precizați si dvs.poate fi atins. Irina Duica


10. Costurile de RK echipamente noi nu par a fi fost considerate pe


Pentru prețul gazului natural s-a folosit in analiza financiara a proiectelor un preț de 1066 RON/miiNmc care este prețul mediu înregistrat de VEP in anul 2018 (164.637.362 ROM cheltuieli cu gazele, 154.413 mii Nmc de gaze). Deoarece analiza proiectelor propuse a fost realizata in preturi constante (fara inflație) conform metodologiei din Ghidul de Analiza Cost-Beneficiu emis de către Comisia Europeana si ținând cont de incertitudinile privind prognoza pe termen lung (perioada prognozei) a inflației, prețului gazelor si a evoluției cursului de schimb, s-a considerat ca prețul gazelor va fi constant in termeni reali pe întreaga perioada de analiza.

Pentru prețul CO2, deoarece diferite prognoze arata o creștere semnificativa a valorii acestuia, s-a considerat o creștere in termeni reali a prețului de tranzacționare al CO2 de la valoarea de 28 Euro/tona din prezent la o valoarea de 40 Euro /tona in anul 2030. inițial s-a pornit de la prognozele Thomson Reuters folosite si in raportul Băncii Mondiale "Raport privind metodologia utilizată pentru identificarea și evaluarea proiectelor ce valorifică prevederile referitoare la mecanismele de piață din cadrul Protocolului de la Kyoto și Convenției Cadru a Organizației Națiunilor Unite privind Schimbările Climatice, și în concordanță cu cerințele Sistemului UE de Comercializare a Certificatelor de Emisii (ETS)". Scenariul cel mai pesimist prevedea un preț al carbonului de 80 euro/tCO2 in 2030. De asemenea, in Raportul Băncii Mondiale "Report on High-leveî Commissions on Carbon Prices", se estimează un preț pe tona de CO2 pentru anul 2030 intre 50-100 USD. in contextul menționat mai sus si ținând cont de nivele de preț actuale, s-a considerat ca un preț de 40 Euro/tona este o tinta posibila pentru anul 2030 pentru care sa se faca evaluarea financiara si economica a proiectelor propuse.

In realizarea analizei au fost incluse doar investiția inițiala si


Augustin Boer



RpmCapitah

Invest î •••

durata deviata a investiției.

  • 11. Se poate estima un cost de productte/livrare al energiei termice pe noua schema de funcționare ?

  • 12. Curba de sarcina

o cu sursele noi se considera ca regimul de baza acoperit cu instalația de valorificare deșeuri si diferența cu TG25MWe cu funcționare in sarcina parțial. A fost luat in calcul randamentul instalației TG25MW in sarcina parțiala ??

o In descrierea regim funcționare TG25MW se face referire la funcționarea in banda TG si completarea cererii in regimul de vara cu instalația de valorificare deșeuri (pag 65) aspect care contrazice curba de sarcina.

o Daca soluția pentru asigurarea rezervei este utilizarea C5 reabilitat, atunci acest lucru inseamna ca rezerva va fi asigurata de Grupul 5 care inseamna C5+TA5 + instalații auxiliare ( degazori, SRR , compresor aer , pompe de alimentare, pompe de condensat, pompe de drenaj , ......etc). Este vorba de întreaga centrala. In impactul incremental al implementării proiectelor asupra costurilor si veniturilor de exploatare. Reparațiile capitale (RK) nu au fost considerate in analiza considerând ca acestea vor fi finanțate din veniturile generate (preturi si tarife) si ca acestea se realizează si in prezent la instalațiile existente deci implementarea proiectelor nu va avea un impact incremental semnificativ asupra analizei.

Ținând cont ca nu se știe in acest moment schema de finanțarea a proiectelor propuse, este dificil de estimat un preț de livrare al energiei termice după finalizarea acestora. In cazul in care cea mai mare parte a surselor de finanțare vor fi asigurate prin granturi si subvenții, consideram ca tariful de referința stabilit in actul adițional la contractul de concesiune cu Veolia este un tarif care asigura sustatenabiltatea pe termen scurt, mediu si lung inclusiv considerând noua schema de exploatare după implementarea proiectelor (cu condiția ca acest tarif de referința sa fie ajustat corespunzător conform evoluției elementelor de cost).

Regimul de funcționare se va stabili funcție de sarcina termica efectiva din perioada de vara, de cantitatea de deșeuri ce va rezulta de la MBT, etc. Exista si posibilitatea ca instalația de valorificare deșeuri sa preia vârfurile de sarcina si baza TG25 MW. Variantele se vor analiza la nivel de SF. Oricum , nu se va funcționa cu TG25 MW la sarcina sub 50% atat datorita scăderii randamentului cit si datorita faptului ca nu va mai putea realiza valoarea limita impusa pentru emisii Odata cu reducerea pierderilor pe rețelele termice primare se creeaza premiza fucntionarii numai a instalației de valorificare deșeuri si eventual a unui CAF pentru acoperirea unui virf saptaminal de 10-15 ore, care se produce in generai in zilele de vineri.

In prezent, pentru o perioada de circa 1420 ore/an, nu exista sursa de rezerva pentru situația in care C5+TA5 nu ar putea funcționa, astfel ca puterea termica disponibila ar ramine de numai 125 Gcal/h. In schema de echipare viitoare, in cazul defectării celei mai mari surse(TG45 MW), in perioada de virf a consumului care este

Augustin Boer


Irina Duica




RomCapital

Invest î

acest caz trebuie luate in calcul cheltuielile de mentenanta cu aceste echipamente si cheltuieli cu personalul de exploatare aferent.

  • 13. Nu sunt mențiuni privind sursele de producție apa demineralizata si dedurizata pe durata de viata a investiției.

  • 14. Pag 58. Diametre conducte Dn300, 350 si 400 - eroare de redactare.

  • 15. Reutilizare fundație existenta TG25 MWe - VEP considera neaplicabila aceasta soluție fara modificări de adaptare a fundației existente pentru noul echipament. Ce se va întâmpla cu producția de energie pe durata scoaterii din funcțiune a TG 25MWe existent pana la punerea in funcțiune a noii TG25MWe?

  • 16. In caietul de sarcini se cere Instrumente de finanțare puse la dispoziție prin Mecanismul - art 10c si Fondul de modernizare -art lOd in condițiile specificate de Directiva Revizuita (Directiva 2018/410 - rentabilizarea reducerilor emisiilor de dioxid de carbon si sporirii investițiilor.

in revizia la strategie regăsim:

  • 1.1. înlocuirea instalației de ardere aferenta CA5 + TAS, pentru asigurarea încadrării in valorile limita admise pentru concentrația de NOx.- finanțare Consiliul Județean Prahova. pentru o durata de circa 500-600 ore/an,ar trebui folosit grupul 5; deci fiind vorba de o perioada scurta de timp nu sunt necesare cheltuieli de mentenanta suplimentare, iar personalul trebuie sa fie numai parțial menținut fiindcă acesta se completează cu cel aferent sursei care nu funcționează. In plus, reducerea necesarului de energie termica ce trebuie produsa in perioada următoare, prin reducerea consumului la consumatori dar si datorita reducerii pierderilor in rețelele termice primare, face ca dependenta de grupul 5, drept sursa de rezerva sa se reduca/elimine intr-o perioada de 5-6 ani. Nu este fezabila instalarea unei surse de rezerva care ar putea sa functioneza intr-o perioada de circa 100-200 ore/an. Costurile cu mentenanta s-au menținut la nivelul actual.

Instalațiile de demineralizare si dedurizare se mențin prin programul de mentenanta sau prin învestiți ce vor fi finanțate din surse proprii, din amortizări.

S-a corectat eroarea de redactare

Se vor realiza lucrări de adaptare a fundației, dar care nu vor fi de amploare. Pe perioada demontării turbinei vechi si instalarea celei noi se va asigura energia termica din CAF.

Irina Duica

lrina Duica

Irina Duica


Comentariul bifeaza îndeplinirea obligațiilor din caietul de sarcini

Crîstina Badica



RomCapitat i Invest i

  • 1.2. Realizarea a 2 CAF-uri noi cu debit de 50Gcal/ora care sa înlocuiască CAF-ui 2 existent- finanțare Consiliu! Județean Prahova.

    • 2.1. Instalarea unei turbine cu gaze cu putere de 25

MWe - Finanțare 70% împrumut UAT cu rambursare prin mecanismul ETS; 30% buget de stat + buget CJ sau CI.

  • 2.2. Instalarea unei turbine cu gaze cu cazan recuperator si ardere suplimentara de 14,5 Gcal/h, cu putere de 45 MWe - Finanțare buget stat prin MDRAP (Progr Termoficare si confort 2019-2030) -85%; 15% fonduri proprii - buget UAT Ploiești.

  • 2.3. Realizarea unei instalații de valorificare a deșeurilor rezultate in cadrul instalației MBT existenta, putere de 12,9 MWe si 16,5 MWt (3 motoare termice cu putere electrica unitara de 4,3MWe si 5,5 MWt). Finanțare 70% împrumut CJ Prahova returnabil prin ETS; 30% buget de stat, județean si local.

  • 3. Reabilitarea rețelelor primare, in special a zonelor care înregistrează pierderi ridicate. Finanțare - buget de stat (prin MDRAP - Progr Termoficare si confort 2019-2030) - 85% + buget local UAT -15%.

    Comentariul bifeaza îndeplinirea obligațiilor din caietul de sarcini


  • 17. Scenariul prin care se modifica proprietarul infrastructurii si operarea serviciului public de alimentare cu energie termica -impactul deciziei autoritatilor.

    Adrian Ciurtin


In revizia la strategie regăsim:

Etape transfer de proprietate de la Consiliul Județean la Consiliu! Local:

  • 1. CJ si CL aproba prin HCL si HCJ numirea unei comisii mixte de identificare a bunurilor SPAET si desemnează membrii acestei comisii.

  • 2. Comisia procedează la inventarierea in mod complet si detaliat a tuturor bunurilor SPAET Ploiești identificând natura Juridica si proprietarul curent al fiecărui bun , respectiv Județul Prahova sau Municipiul Ploiești.


  • 3. Rezultatul inventarierii se consemnează intr-un Proces verbal care se inainteaza atat Consiliului Județean Prahova, cat si Consiliului Local Ploiești.

  • 4. Pe baza inventarului realizat de comisia mixta. Consiliul Local Ploiești efectuează o analiza din punct de vedere Juridic si economic a

RomCapital j;e

Invest: •••


bunurilor SPAET.

5. In urma analizei efectuate, Consiliului Local Ploiești aproba, prin HCL necesitatea preluării bunurilor aferente SPAET aflate in administrarea Consiliului Județean Prahova.

Ulterior adoptării HCJ Prahova de trecere a bunurilor in domeniul public al Municipiului Ploiești, părțile (CJ Prahova si CL Ploiești) vor incheia un proces verbal de predare-primire a bunurilor transferate

  • 18. Alte modificări identificate pe parcursul derulării contractului.

Impactul Actului Adițional nr 4 (AA4)

Evitarea riscului încetării serviciului si al prejudiciilor ce pot fi solicitate de concesionar implica următoarele acțiuni:

Pe termen scurt:

  • - Realizarea investițiilor in sarcina Concedentului - acțiune critica obligatorie - investiții de mediu (arzatoare NOx) si consolidare si reabilitare rețele termice.

  • - Pregătire Studii de fezabilitate pentru reabilitare rețele termice.

Pe termen mediu: Demararea acțiunilor necesare pentru delegarea serviciului, începând cu 15.05.2022.

Pe termen lung: Atragerea de fonduri necesare pentru reabilitarea sistemului de producere -transport - distribuție-furnizare.

  • 19. Pregătire fisa/propunere de proiect - depus la ME in procesul de implementare Directiva 2018/410.

Lista proiecte 10c- Municipiul Ploiești - Instalarea unei turbine de gaze cu putere de 25 MWe -12,46 mii Euro

  • 20. Refacere fise de proiect astfel incat sa reflecte posibilitatea accesării de fonduri pentru:

  • a)  asistenta tehnica;

  • b)  întocmire studii de fezabilitate (Programul termoficare 2019-2020)

  • c)  modernizare CET;

  • d)  modernizare rețea secundara;

  • e)  modernizare PT:

  • f)  modernizare rețea transport:


Comentariul bifeaza îndeplinirea obligațiilor din caietul de sarcini     Cristina Cremene1,cu


Comentariul bifeaza îndeplinirea obligațiilor din caietul de sarcini Cristina Bădica


Fiseie de proiect au fost corectate. Ținând cont de următoarele Cristina Sadica următoarele:

a) asistenta tehnica, in fisele pregătite se precizează, atat in text cat si in grafic ca e necesar intai sa se realizeze un studiu de fezabilitate. Este de inteles ca e vorba de asistenta tehnica, a cărei contractare am reflectat-o in graficele fiecărei fise. Daca va referiți la asistenta tehnica

BERD cum este precizata In fisa 2.1, după ce primăria va                            i,

înainta o adresa de solicitare către BERD, aceasta va decide                            <


RomCapital

Ifwest •••


cu precizarea etapelor pe care Muncipiul Ploiești le are de parcurs, a sumelor max ce pot fi accesate, termene, alte surse, etc.


daca va merge pe finanțare ELENA sau, mai degraba, memorandumul încheiat cu Guvernul Romanței pentru dezvoltarea infrastructurii. Condițiile de contractare sunt ale finanțatorului (proceduri de achiziții BERD).

  • b)  întocmire studii de fezabilitate (Programul termoficare 2019-2020). Contractarea acestuia este reflectat in plănui de acțiuni in Trim IV 2019, iar realizarea lui in trim I si II 2020. Sursa de finanțare trebuie sa fie locala.

  • c)  modernizare CEI. Este acoperita de fisele 1.1 si 1.2 pe termen scurt si 2.1, 2.2, 2.3 pe termen mediu. Consultantul a identificat pentru fiecare componenta CET investițiile necesare conform strategiei aprobata in 2018 si cea mai potrivita sursa de finanțare, date fiind constrângerile de timp cu care va confruntați.

  • d) modernizare rețea secundara. Dintr-o eroare, la modernizare rețele primare, vorbim de fapt si de cele secundare, asa cum se precizează inca din strategia aprobata in anul 2018. Am corectat textul.

  • e)  modernizare PT. Sunt de regula incluse obligatoriu in proiectele care includ rețele. Pentru a fi mai explicit! a.m precizat peste tot in text.

  • f)  modernizare rețea transport. A se vedea punctul d)

Legat de etapele pe care municipiul Ploiești le are de parcurs, acestea sunt enumerate in graficele de implementare / planurile de acțiune aferente fiecărei fise de proiect. Nu am dat sumele maxime aferente fiecărui program, criterii de eligibilitate si selecție, termene si alte date specifice pentru ca nu este cazul si nici obiectul acestei consultante. Investițiile propuse prin fisele dezvoltate se incadreaza ca eligibilitate in sursele precizate de Consultant. Singura sursa neluata in calcul este POIM întrucât in decembrie 2019 expira termenul de depunere a proiectelor. Pentru ca Municipiul sa poata accesa finanțarea trebuie următoarele:


- contractata asistenta de pregătire SF - dureaza minim 3

RomCapital ; liwest


21. Aite observații legate de situația activelor


luni.

realizat SF si Aplicației de finanțare, inclusiv procedura EIA, cu obținere avize si acorduri -dureaza minimum 6 luni.

Singura soluție, este ca PMP sa transmită o noua cerere de prelungire a termenului de depunere, ca si anul trecut, dar sa faca de aceasta data dovada ca a lansat procedura de achiziție a asistentei tehnice de pregătire a studiului de finanțare si a aplicației. Considerând ca Autoritatea de Management va accepta, am revizuit fisa legata de rețele (si puncte termice) in consecința.

In ceea ce privește situația actuala a terenurilor, o parte importanta a suprafeței identificata la punctele 1 (CET Brazi 1) si 2 (CET Brazi 2) din "Recapitulatia terenurilor" din Protocolul de predare - primire a bunurilor concesionate cu terenurile aferente, din domeniul public al Consiliului Județean Prahova si administrarea S.C. Termoelectrica Ploiești S.A. către S.C. Dalkia Termo Prahova S.A. este in prezent intabulata in proprietatea Parc Industrial Brazi S.A.

Prin protocolul semnat la data de 26.10.2009 intre Parc Industrial Brazi S.A. si Veolia Energie Prahova S.A. dreptul de folosința/ concesiune al acesteia din urma asupra terenurilor afectate de infrastructura de termoficare este recunoscut si, pe cale de consecința, este inscris in cărțile funciare ale terenurilor listate mai sus.

înscrierile din aceleași cârti funciare indica derularea mai multor proceduri la data acestor extrase cu privire la aceste terenuri a căror impact in desfasurarea nestingherita a activitatii de producție si alimentare cu energie termica a Municipiului Ploiești este necesar a fi investigat (natura si întinderea drepturilor si pretențiilor unor terti dobanditori, alții decât Parc Industrial Brazi S.A. etc).

Adrian Ciurtin