· STRATEGIA DE ALIMENTARE CU ENERGIE TERMICĂ A MUNICIPIULUI ORADEA 93 Sursa: Anuarul Statistic al României, anul 2008 Tabelul 4.4 – Proiecţii privind creşterea economică

This file has been cleaned of potential threats.

If you confirm that the file is coming from a trusted source, you can send the following SHA-256

hash value to your admin for the original file.

d9d7c32e667759fca2731e7fc929438d44608f55057b9245ca2d7de0074714fb

To view the reconstructed contents, please SCROLL DOWN to next page.

STRATEGIA DE ALIMENTARE CU ENERGIE TERMICĂ A MUNICIPIULUI ORADEA

93

Sursa: Anuarul Statistic al României, anul 2008

Tabelul 4.4 – Proiecţii privind creşterea economică în România şi Municipiul Oradea, perioada 2004-2029 – Scenariul optimist (rata de creştere 5,5% pe an)

An Real/proiectat România,

PIB/locuitor, RON

România, PIB/locuitor,

EUR

Regiunea de Dezvoltare Nord-Vest,

PIB/locuitor, RON

Regiunea de Dezvoltare Nord-Vest,

PIB/locuitor, EUR

Regiunea de Dezvoltare Nord-Vest, procent din

România(%)

2004 real 11401 2813 2005 real 13375 3691 2006 real 15954 4527 14946 4241 94 2007 proiectat 19200 5753 15768 4725 82 2008 proiectat 20256 5500 16635 4517 82 2009 proiectat 21370 6398 17550 5255 82 2010 proiectat 22545 6750 18515 5544 82 2011 proiectat 23785 7121 19534 5848 82 2012 proiectat 25094 7513 20608 6170 82 2013 proiectat 26474 7926 21742 6509 82 2014 proiectat 27930 8362 22937 6867 82 2015 proiectat 29466 8822 24199 7245 82 2016 proiectat 31087 9307 25530 7644 82 2017 proiectat 32796 9819 26934 8064 82 2018 proiectat 34600 10359 28415 8508 82 2019 proiectat 36503 10929 29978 8976 82 2020 proiectat 38511 11530 31627 9469 82 2021 proiectat 40629 12164 33367 9990 82 2022 proiectat 42864 12833 35202 10539 82 2023 proiectat 45221 13539 37138 11119 82 2024 proiectat 47708 14284 39180 11731 82 2025 proiectat 50332 15070 41335 12376 82 2026 proiectat 53100 15898 43609 13057 82 2027 proiectat 56021 16773 46007 13775 82 2028 proiectat 59102 17695 48538 14532 82 2029 proiectat 62353 18668 51207 15332 82

Sursa: Anuarul Statistic al României, anul 2008

În perioada 2004 – 2007, performanţa macroeconomică a României s-a îmbunătăţit. Creşterea produsului intern brut (PIB) a înregistrat un ritm mediu anual de peste 6% şi a fost însoţită de un proces susţinut de macrostabilizare. În anul 2007, PIB-ul României a ajuns la circa 412 miliarde RON, reprezentând o triplare faţă de anul 2000. Cu toate acestea, PIB-ul pe locuitor, calculat la puterea de cumpărare standard reprezenta aproape 41% din media UE .

Rata inflaţiei a înregistrat un trend descendent, de la începutul anului 2000, de la aproximativ 20% la 6,71%, valoarea actuală înregistrată în anul 2008. Ţinta pentru rata inflaţiei preconizată pentru anul 2009 este de 3,5%.

Datorită faptului că studiul de faţă operează cu costuri fixe, nu sunt incluse proiecţii privind inflaţia.

În ultimii ani, rata şomajului în România a fost în jur de 6 – 7% din total forţă de muncă, înregistrându-se valori mai mici în mediul rural decât în mediul urban.

Rata şomajului în regiunea Nord-Vest a fost de 2,9% la nivelul anului 2007. În anul 2007, la nivelul judeţului Bihor s-au înregistrat 6706 şomeri, judeţul atingând o rată a şomajului de 2,4%.

2029 proiectat 104382 31252 87755 26274 84

A-PDF Split DEMO : Purchase from www.A-PDF.com to remove the watermark


94

Conform statisticilor Agenţiei Judeţene pentru Ocuparea Forţei de Muncă Bihor, comparativ cu anul 2007, în anul 2008 s-a înregistrat o creştere semnificativă a numărului de şomeri la nivelul judeţului, acesta ajungând la 8596. Prima parte a anului 2009 a fost afectată de acelaşi trend crescător, la 30 aprilie 2009 înregistrându-se un număr de 11150 şomeri. Şi la nivelul Municipiului Oradea s-a observat o creştere considerabilă a ratei şomajului, de la un număr de 749 şomeri în aprilie 2008 la 1885 şomeri în aprilie 2009. Numărul mare al persoanelor mediate în anul 2009, comparativ cu 2008 indică o creştere semnificativă a şomajului şi redă mai bine realitatea socială a municipiului, din acest punct de vedere.

În ceea ce priveşte salariile, se estimează că, în termeni reali, acestea vor creşte în acelaşi ritm cu creşterea economică, adică cu 3% scenariul pesimist, 5,5% scenariul echilibrat şi 8% scenariul optimist. Proiecţia salariilor nete la nivelul României şi al municipiului Oradea, în funcţie de cele trei scenarii menţionate, este prezentată în tabelul 4.5.

Tabelul 4.5 – Proiecţii privind evoluţia salariului net în România şi Municipiul Oradea, perioada 2004-2029

An Real/proiectat România Oradea, Judeţul Bihor

2004 real 599 506,6 2005 real 746 629 2006 real 862 692 2007 real 1042 811 2008 real 1272 988,42

Pesimist Optimist Echilibrat Pesimist Optimist Echilibrat 1,03 1,08 1,055 1,03 1,08 1,055

2009 proiectat 1310 1374 1342 1018 1067 1043 2010 proiectat 1349 1484 1416 1049 1153 1100 2011 proiectat 1390 1602 1494 1080 1245 1161 2012 proiectat 1432 1731 1576 1112 1345 1224 2013 proiectat 1475 1869 1662 1146 1452 1292 2014 proiectat 1519 2019 1754 1180 1568 1363 2015 proiectat 1564 2180 1850 1216 1694 1438 2016 proiectat 1611 2354 1952 1252 1829 1517 2017 proiectat 1660 2543 2059 1290 1976 1600 2018 proiectat 1709 2746 2173 1328 2134 1688 2019 proiectat 1761 2966 2292 1368 2305 1781 2020 proiectat 1814 3203 2418 1409 2489 1879 2021 proiectat 1868 3459 2551 1452 2688 1983 2022 proiectat 1924 3736 2692 1495 2903 2092 2023 proiectat 1982 4035 2840 1540 3135 2207 2024 proiectat 2041 4358 2996 1586 3386 2328 2025 proiectat 2102 4706 3161 1634 3657 2456 2026 proiectat 2165 5083 3335 1683 3950 2591 2027 proiectat 2230 5490 3518 1733 4266 2734 2028 proiectat 2297 5929 3711 1785 4607 2884 2029 proiectat 2366 6403 3916 1839 4976 3043

Sursa: Anuarul Statistic al României, INS, Bucureşti – ediţiile 2005, 2006, 2007, 2008.

Ca şi veniturile medii nete lunare, veniturile brute pe gospodărie vor avea acelaşi ritm de creştere, în funcţie de creşterea economică. Veniturile brute pe gospodărie, la nivel naţional şi la nivelul municipiului Oradea în cele trei scenarii propuse, sunt prezentate în tabelele 4.6 – 4.8.


95

Tabelul 4.6 – Proiecţii privind venitul brut pe gospodărie în România şi Municipiul Oradea, perioada 2007-2029, scenariul pesimist

An Medie naţională,

RON/lună pe gospodărie

Decila naţională #1, RON/lună pe gospodărie

Medie Bihor, RON/lună pe gospodărie

Bihor, Decila #1, RON/lună pe gospodărie

Bihor, procent din media

naţională(%)

Istoric,preţuri actuale

2007 1685 783 1213 563 72 2008 2250 830 1537 713 68

Proiecţii,preţuri fixe

1,03 1,03 1,03 1,03 1,03 2009 2318 855 1583 734 68 2010 2387 881 1631 756 68 2011 2459 907 1680 779 68 2012 2532 934 1730 802 68 2013 2608 962 1782 827 68 2014 2687 991 1835 851 68 2015 2767 1021 1890 877 68 2016 2850 1051 1947 903 68 2017 2936 1083 2005 930 68 2018 3024 1115 2066 958 68 2019 3115 1149 2128 987 68 2020 3208 1183 2191 1017 68 2021 3304 1219 2257 1047 68 2022 3403 1255 2325 1078 68 2023 3505 1293 2395 1111 68 2024 3611 1332 2466 1144 68 2025 3719 1372 2540 1178 68 2026 3830 1413 2617 1214 68 2027 3945 1455 2695 1250 68 2028 4064 1499 2776 1288 68 2029 4186 1544 2859 1326 68



96

Tabelul 4.7 – Proiecţii privind venitul brut pe gospodărie în România şi Municipiul Oradea, perioada 2007-2029, scenariul optimist







naţională(%)


2007 1685 783 1213 563 72 2008 2250 830 1537 713 68


1,08 1,08 1,08 1,08 1,08 2009 2430 896 1660 770 68 2010 2624 968 1793 832 68 2011 2834 1046 1936 898 68 2012 3061 1129 2091 970 68 2013 3306 1220 2258 1048 68 2014 3570 1317 2439 1131 68 2015 3856 1422 2634 1222 68 2016 4165 1536 2845 1320 68 2017 4498 1659 3072 1425 68 2018 4858 1792 3318 1539 68 2019 5246 1935 3584 1662 68 2020 5666 2090 3870 1795 68 2021 6119 2257 4180 1939 68 2022 6609 2438 4514 2094 68 2023 7137 2633 4876 2262 68 2024 7708 2844 5266 2443 68 2025 8325 3071 5687 2638 68 2026 8991 3317 6142 2849 68 2027 9710 3582 6633 3077 68 2028 10487 3869 7164 3323 68 2029 11326 4178 7737 3589 68



97

Tabelul 4.8 – Proiecţii privind venitul brut pe gospodărie în România şi Municipiul Oradea, perioada 2007-2029, scenariul echilibrat







naţională(%)


2007 1685 783 1213 563 72 2008 2250 830 1537 713 68


1,055 1,055 1,055 1,055 1,055 2009 2374 876 1622 752 68 2010 2504 924 1711 794 68 2011 2642 975 1805 837 68 2012 2787 1028 1904 883 68 2013 2941 1085 2009 932 68 2014 3102 1144 2119 983 68 2015 3273 1207 2236 1037 68 2016 3453 1274 2359 1094 68 2017 3643 1344 2489 1154 68 2018 3843 1418 2625 1218 68 2019 4055 1496 2770 1285 68 2020 4278 1578 2922 1356 68 2021 4513 1665 3083 1430 68 2022 4761 1756 3252 1509 68 2023 5023 1853 3431 1592 68 2024 5299 1955 3620 1679 68 2025 5591 2062 3819 1772 68 2026 5898 2176 4029 1869 68 2027 6223 2295 4251 1972 68 2028 6565 2422 4485 2080 68 2029 6926 2555 4731 2195 68


4.1.2. Predicția evoluției necesarului de energie termică

Proiecţiile privind evoluția necesarului de energie termică vor sta la baza dimensionării capacităţii sursei în opţiunile analizate.

4.1.2.1. Necesarul de energie termică la nivelul consumatorilor


98

Proiecţia necesarului de energie termică la nivelul consumatorilor se realizează plecând de la anul de bază 2008, ca fiind cel mai recent an pentru care se deţin informaţii.

Necesarul actual de energie termică s-a stabilit prin utilizarea următoarei abordări: • calculul teoretic în baza numărului de consumatori şi a consumurilor specific; analiza energiei

termice facturate lunar la consumator, pentru anii 2007 şi 2008, corectată cu temperaturile medii exterioare;

• analiza consumurilor înregistrate la limita centralei, oră de oră, pe perioada anilor 2005-2008, corelată cu temperaturile exterioare şi cu nivelul pierderilor în sistemul de transport şi distribuţie.

Cantităţile de energie termică vândute în anul 2008, sunt prezentate în tabelul 4.9.

Tabelul 4.9 - Cantitatea de energie termică vândută în anul 2008

Specificaţie UM Încălzire Acc Total Energie termică vândută, nivel an 2008 MWh/an 500.367 160.825 661.192

Necesarul orar la consumator la nivelul anului 2008 este de 280,86 MW (241,5 Gcal/h), din care 261,67 MW (225 Gcal/h) reprezintă necesarul pentru încălzire şi 19,18 MW (16,5 Gcal/h) reprezintă necesarul mediu pentru apa caldă de consum. Valoarea de 261,67 MW (225 Gcal/h) reprezintă necesarul la temperatura exterioară de -15ºC. Această temperatură este întâlnită rar şi cu o durată anuală foarte mică, în general în ore neconsecutive.

Pentru evitarea supradimensionării capacităţii de producere, este mai rezonabilă considerarea unei temperaturi minime exterioare de -12ºC, pentru care necesarul de energie termică (tabelul 4.10) pentru încălzire devine 239,22MW (205,7 Gcal/h), ceea ce conduce la un necesar orar total de 258,41MW (222,2 Gcal/h).

Tabelul 4.10 - Necesarul orar actual la consumator

Specificaţie UM Incălzire Acc Total Necesar maxim orar, la consumator MW 239,2 19,2 258,4

Corecţia necesarului de energie termică funcţie de numărul de grade-zile Pentru cantitatea anuală energie termică vândută, componenta aferentă încălzirii trebuie

corectată funcţie de faptul dacă anul a fost mai cald sau mai rece decât un an standard din SR 4839/1997.

Un indicator care serveşte la evaluarea necesarului de căldură este numărul de grade-zile, stabilit cu valorile temperaturii interioare convenţionale de calcul (200C) conform SR 1907-2 şi cu valorile temperaturii exterioare medii lunare, corespunzătoare perioadei considerate.

În fig. 4.1 sunt prezentate, comparativ, temperaturile medii lunare din anul 2008 şi cele aferente unui an standard (conform SR 4839).

Se observă că anul 2008 a fost mai cald decât un an standard. Ca urmare, se corectează cantitatea anuală de energie termică pentru încălzire cu coeficientul de corecţie 1,117, egal cu raportul dintre gradele-zile aferente anului 2008 şi anului din SR 4839/1997.

Următorii factori influenţează evoluţia necesarului de energie termică: • Economia de energie, prin:

Programul de reabilitare termică a clădirilor de locuit; Alte măsuri de economisire a energie (contorizare, robinete termostatice, etc);

• Evoluţia numărului de consumatori: Deconectări şi reconectări; Consumatori noi în perioada 2009-2029;

• Efectele schimbărilor climatice.


99

-3

0

3

6

9

12

15

18

21

24

Ian Feb Mar Apr Mai Iun Iul Aug Sep Oct Nov Dec Medie

2008 SR 4839

Fig. 4.1 – Temperaturi medii lunare anul 2008, comparativ cu SR 4839

Programul de reabilitare termică a clădirilor de locuit Politica energetică europeană cuprinde un set de politici şi măsuri transpuse în obiective clare,

astfel: • obiectiv obligatoriu pentru 2020 privind reducerea cu 20% a emisiilor de gaze cu efect de seră; • obiectiv obligatoriu pentru 2020 privind asigurarea unei ponderi de 20% a surselor regenerabile de

energie în configuraţia energetică a Uniunii Europene; • un plan de reducere cu 20% a consumului global de energie primară în UE până în anul 2020.

Directiva 2006/32/CE a Parlamentului European si a Consiliului din 5 aprilie 2006 privind eficienţa energetică la utilizatorii finali şi serviciile energetice şi de abrogare a Directivei 93/76/CEE a Consiliului prevede ca Statele Membre să ia toate măsurile pentru îmbunătăţirea eficienţei energetice la utilizatorii finali şi stabilirea unei ţinte naţionale privind economiile de energie.

Conform datelor din Strategia energetică a României pentru perioada 2007-2020, fondul locativ urban din România alimentat cu căldură în sistem centralizat a reprezentat de 83.800 blocuri de locuinţe, cu circa 3 milioane de apartamente şi 7 milioane de locatari, mulţi cu venituri modeste. Procentual, numărul locuinţelor racordate la sisteme centralizate de încălzire urbană reprezintă 57,9% din totalul locuinţelor din mediul urban şi 30,7% din totalul locuinţelor. Pierderile energetice mari de (40 – 50)% reclamă reabilitarea termică de urgenţă a acestor clădiri.

OUG nr. 18/2009 privind creşterea performanţei energetice a blocurilor de locuinţe stabileşte lucrările de intervenţie pentru izolarea termică a blocurilor de locuinţe construite după proiecte elaborate în perioada 1950—1990, etapele necesare realizării lucrărilor, modul de finanţare a acestora, precum si obligaţiile şi răspunderile autorităţilor administraţiei publice si ale asociaţiilor de proprietari.

Lucrările de intervenţie se realizează în baza următoarelor programe privind creşterea performantei energetice la blocurile de locuinţe:

program local multiannual - fundamentat și elaborat de autorităţile administraţiei publice locale, pe baza contractelor de mandat încheiate cu asociaţiile de proprietari;

program naţional multiannual - elaborat de Ministerul Dezvoltării Regionale şi Locuinţei in baza programelor locale;

finanţarea executării lucrărilor de intervenţie se asigură astfel: 50% din alocaţii de la bugetul de stat, în limita fondurilor aprobate anual cu această

destinaţie în bugetul Ministerului Dezvoltării Regionale şi Locuinţei;


100

30% din fonduri aprobate anual cu aceasta destinaţie în bugetele locale şi/sau din alte surse legal constituite;

20% din fondul de reparaţii al asociaţiei de proprietari şi/sau din alte surse legal constituite.

Situaţia imobilelor racordate la sistemele centralizate de încălzire urbană din municipiul Oradea este prezentată în paragraful 3.2.10.

Efectul reabilitării termice a clădirilor de locuit este cuantificat în cadrul prezentului studiu la o valoare medie de 25% pentru reducerea necesarului de energie termică pentru încălzire. Întrucât acest proces este la început în momentul de faţă la noi în ţară şi efectele lui de realizare sunt cunoscute punctual doar în câteva localităţi, în documentaţie au fost luaţi în considerare şi indici din literatura de specialitate pentru lucrări de acest tip. Aprecierile noastre fiind conservative, valoarea rezultată reprezintă o medie/apartament pe perioada de analiză.

Conform celor agreate cu reprezentanţii Primăriei municipiului Oradea, în perioada 2009-2015 se consideră reabilitarea termică a unui număr de 38 blocuri/an, ceea ce conduce la un număr de 1079 apartamente/an (992 apartamente convenţionale/an).

Efectul investiţiei realizate într-unul din ani se cuantifică în anul următor.

Alte măsuri de economisire a energiei Măsurile generale de eficienţă energetică şi economisire a energiei în clădiri şi efectele acestora

sunt următoarele: • Placă reflectorizantă în spatele caloriferului; • Etanşarea ferestrelor cu cheder de cauciuc; • Izolare termică exterioară cu vată minerală; • Ferestre noi termoizolante; • Înlocuirea uşilor; • Contorizarea căldurii; • Termostate calorifer.

Primele două măsuri pot conduce la economii de energie termică de cca (2 – 5)% (Sursa: Danish Ecological Council, 2006).

Instalarea de termostate şi contorizarea conduc la cele mai importante economii de energie, de cca (20 – 30)%.

Având în vedere că este finalizată contorizarea la nivel de branşament, robineţii termostatici au fost instalaţi în procent de cca 70%, nu se estimează o reducere viitoare semnificativă bazată pe aceste măsuri.

Deconectări şi reconectări În Oradea, ca şi toate oraşele din România, s-au înregistrat, în perioada de început a anilor

2000, deconectări de la sistemul centralizat de alimentare cu energie termică, cauzată de preţul scăzut al gazelor naturale.

Se remarcă totuşi faptul că numărul deconectărilor în municipiul Oradea a fost relativ scăzut. Conform situaţiei prezentate în paragraful 3.2.2, în municipiul Oradea, în perioada 2004-2008 numărul deconectărilor de la alimentarea în sistem centralizat a fost aproximativ egal cu cel al reconectărilor.

În baza analizei, împreună cu beneficiarul, a evoluţiei deconectărilor/reconectărilor de la/la sistemul centralizat, a rezultat că acestea vor fi nesemnificative. Această estimare se bazează pe evoluţia ascendentă a preţului gazelor naturale, importanţei crescânde care se acordă problemelor de mediu, siguranţei persoanelor şi bunurilor publice şi private, cât şi investiţiilor ce se vor efectua în sistemele de termoficare conform strategiei naţionale în domeniu.

Un al element care contribuie la această concluzie este acela că în conformitate cu Legea nr.3252006 a serviciului public de alimentare cu energie termică, zona alimentată în sistem centralizat poate fi declarată ca zonă unitară de încălzire.

Consumatori noi în perioada 2009-2029 Includerea de consumatori noi, în anii 2009, 2012, 2013 şi 2015, totalizând 19,5 Gcal/h (22,7

MWt), este bazată pe date realiste (ansambluri de locuinţe şi dotări social-culturale începute şi încă


101

nefinalizate sau cu grad ridicat de realizare). De asemenea, la nivelul anului 2024 s-a considerat preluarea de consumatori din zonele metropolitane care vor fi create, totalizând 6,3 Gcal/h (7,3 MWt), dar numai consumatori aflaţi la o distanţă de maxim 6 km de centrală, şi în procent de 30% din consumatorii posibili.

Astfel, conform datelor agreate cu Primăria municipiului Oradea, în perioada 2009-2029 se iau în considerare următorii consumatori noi: • Anul 2009 – creştere cu cca 3.162 Gcal/an, prin:

Extindere PT 316 cu 21 imobile P+1 şi P+2, totalizând 193 apartamente convenţionale; Extindere PT 702 cu 20 case, totalizând 20 apartamente convenţionale; Extindere PT 718 cu 30 case, totalizând 30 apartamente convenţionale;

• Anul 2012 - creştere cu cca 2056 Gcal/an, prin: Extindere PT 808 cu 3 imobile P+3, totalizând 92 apartamente convenţionale; Extindere PT 136 cu 6 case, totalizând 6 apartamente convenţionale; Extindere PT 155 cu 30 case, totalizând 30 apartamente convenţionale; Extindere PT 313 cu 30 case, totalizând 30 apartamente convenţionale;

• Anul 2013 - creştere cu cca 23.330 Gcal/an, prin: Zona Cetate; Campus şcolar;

• Anul 2015 - creştere cu cca 29.477 Gcal/an, prin: Zona Luceafărul, cu 2000 apartamente fizice, totalizând 1840 apartamente convenţionale; Zona Grigorescu, cu 250 case, totalizând 250 apartamente convenţionale; Zona Europa, cu 135 case, totalizând 135 apartamente convenţionale; Zona Tineretului, cu 400 case, totalizând 400 apartamente convenţionale; Zona TVT, cu cca 200 apartamente fizice, totalizând 184 apartamente convenţionale;

• Anul 2024 – preluarea unor zone limitrofe. Se consideră preluarea a cca 30% din populaţia acestor zone, rezultând o creştere cu cca 17.341 Gcal/an, prin:

Zona Borş: cca 419 apartamente convenţionale; Zona Santandrei: cca 477 apartamente convenţionale; Zona Paleu: cca 198 apartamente convenţionale; Zona Episcopia Bihor: cca 240 apartamente convenţionale.

Efectele schimbărilor climatice Gazele cu efect de serǎ rezultate din activitǎţile umane absorb radiaţiile infraroşii reemise de

sol, stricând balanţa dintre energia primită de la soare şi cea returnată în spaţiu. Acest fapt are ca efect previzionat fenomenul de încălzire globală, respectiv creşterea temperaturii globale. Încălzirea globală este un fenomen unanim acceptat de comunitatea ştiinţifică internaţională. Temperatura medie globală a crescut cu 0,6 ± 0,2°C, faţă de momentul începerii monitorizării (anul 1860). Se estimează o creştere a temperaturii globale cu (1 – 3,5)°C până în anul 2100, reprezentând o schimbare mai mare decât cea petrecută în ultimii 10.000 de ani.

Cel de-al „4-lea Raport Global de Evaluare a Schimbărilor Climatice (AR4)” elaborat de către IPCC (Intergovernmental Panel on Climate Change) prezintă ultimele rezultate şi observaţii ştiinţifice cu privire la cauzele schimbărilor climatice şi la impactul pe termen scurt, mediu şi lung al acestora.

În România (fig. 4.2), faţă de creşterea temperaturii medii anuale globale de 0,6°C pe perioada 1901-2000, media anuală a înregistrat o creştere de 0,3°C. Pe perioada 1901-2006 creşterea a fost de 0,5°C faţă de 0,74°C la nivel global (1906-2005).


102

BUCURESTI

BRASOV

CONSTANTA

SULINA

CALARASI

IASIBISTRITA

OCNA SUGATAGBAIA MARE

SIBIU

DROBETA TURNU SEVERIN

TIMISOARA

ROMAN

TARGU JIU

M O L D A V I A N R E P U

B L I C

Fig. 4.2 – Tendinţa temperaturii medii anuale în România (°C) pe perioada 1901-2000

Sursa: Ghidul privind adaptarea la efectele schimbărilor climatice, aprobat cu OM nr.1170/2008

În Ghidul privind adaptarea la efectele schimbărilor climatice, aprobat cu OM nr.1170/2008, se estimează pentru România o creştere a temperaturii medii anuale faţă de perioada 1980-1990 între 0,5°C şi 1,5°C pentru perioada 2020-2029.

În documentul ANM „Scenarii de schimbare a regimului climatic în România în perioada 2001-2030”, cele două modele utilizate conduc la următoarele estimări: • Metoda „downscaling statistic”: Pentru perioada 2001-2030, faţă de 1961-1990, se proiectează o

creştere a temperaturii medii lunare a aerului mai mare în lunile noiembrie-decembrie şi în perioada caldă a anului (mai-septembrie), de aproximativ 1,0ºC, valori ceva mai ridicate (pană la 1,4 -1,5°C) fiind la munte, în sudul şi vestul ţării. În perioada rece a anului încălzirea nu depăşeşte 1°C (fig. 4.2). Încalzirea medie anuală, la nivelul întregii ţări, este cuprinsă între (0,7 ÷ 1,1)ºC, cele mai mari valori fiind în zona montană.

• Metoda „downscaling dinamic”: Temperatura medie anuală creşte cu un gradient orientat spre sud-estul ţării, unde încălzirea maximă medie anuală atinge 0,8°C. Vestul ţării are o încălzire medie nesemnificativă între (0 ÷ 0,2)°C.

Având în vedere cele de mai sus, se consideră, pentru municipiul Oradea, o creştere a temperaturii medii cu cca 0,5°C, pe perioada 2009-2029.

Aceasta va conduce la reducerea necesarului anual pentru încălzire cu cca 2,67%, ceea ce înseamnă o reducere a consumului total (mediu anual pe perioada de analiză) cu cca 2%.

4.1.2.2. Consumul de energie termică la nivelul sursei

Evoluţia necesarului la sursa CET Oradea este influenţată de: • reabilitarea sistemului de transport şi distribuţie, care conduce la reducerea pierderilor; • evoluţia producţiei de energie termică din surse geotermale, care conduce la reducerea consumului

asigurat din sursă.

Evoluţia pierderilor în sistemul de transport şi distribuţie Pentru realizarea proiecţiilor privind pierderile de căldură în sistemul de termoficare, au fost

luate în considerare următoarele aspecte: starea reţelelor primare şi secundare parametri de proiectare pentru noile conducte (pierderi de căldură) redimensionarea conductelor potenţialul de a trece de la un sistem de patru conducte la un sistem de două conducte starea punctelor termice înainte de reabilitare


103

La nivelul anului 2008, pierderea totală de căldură din reţelele de transport a fost de aproximativ 26,05% din energia termică intrată în RT, valoare peste cea normată de 7%. În ultimii ani au fost reabilitaţi cca. 15% lungime cu utilizarea în majoritatea traseului a conductelor preizolate dar şi în sistem clasic.

Pierderea totală de căldură din reţelele de distribuţie a fost, la nivelul anului 2008, de aproximativ 13,74 % din energia termică intrată în RD, valoare mai mare decât cea normată de 8%. Până în prezent, din totalul de 426 km lungime conducte au fost reabilitaţi în ultimii ani cca 42,5%. Reabilitarea s-a făcut în general cu utilizarea conductelor de tip preizolat montate direct în sol (32,4%), dar şi în sistem clasic (10%). Se menţionează introducerea celui de al 4 fir de conductă pentru recircularea apei calde de consum.

Majoritatea punctelor termice urbane au o vechime de peste 40 de ani, cu utilaje şi echipamente vechi rămase în funcţiune.

În consecinţă, ca urmare a pierderilor de căldură înregistrate cauzate de vechimea reţelelor, a stării punctelor termice, în vederea eficientizării funcţionării sistemului de transport şi distribuţie se estimează luarea unor măsuri de creştere a eficienţei energetice în sistemele de transport şi distribuţie, astfel:

a). Sistemul de transport - Reabilitarea conductelor existente amplasate aerian şi subteran

Ca urmare a dificultăţilor în funcţionare datorate stării de uzură a conductelor, cât şi a diametrelor supradimensionate ale acestora, urmare a scăderea consumului de energie termică, se propune prin proiect demontarea conductelor existente şi înlocuirea acestora cu conducte noi de oţel, în soluţie preizolată sau clasică. Acestea vor avea diametre redimensionate, stabilite în urma calculelor de dimensionare, funcţie de necesarul de căldură maxim orar aferent fiecărui consumator, la etapa actuală şi de perspectivă.

Soluţia tehnică de instalare în sistem preizolat presupune utilizarea conductelor de oţel, preizolate cu izolaţie din spumă rigidă de poliuretan şi protejate cu o manta din polietilenă de mare duritate, amplasate direct în pământ, pe pat de nisip. Conductele preizolate sunt prevăzute cu sistem de senzori (conductori electrici) incorporaţi în spumă, în scopul supravegherii nivelului umidităţii izolaţiei şi localizării eventualelor defecte.

- Înlocuirea vanelor de secţionare existente cu vane noi, moderne în nodurile importante de pe traseul magistralelor de termoficare şi a principalelor ramificaţii

- Reabilitarea construcţiilor adaptarea secţiunii canalului termic existent pentru asigurarea lăţimii necesare montajului noilor conducte preizolate

b). Sistemul de distribuţie Se vor avea în vedere măsuri privind reabilitarea în continuare a conductelor de distribuţie

pentru reţelele aparţinând punctelor termice. Se va introduce conducta de recirculare a apei calde. Lucrările propuse constau în demontarea conductelor existente şi înlocuirea acestora cu

conducte preizolate montate direct în pămant, reabilitarea pe parte de construcţii. - Înlocuirea vanelor de secţionare existente cu vane noi, moderne în nodurile importante

c). Punctele termice Se menţionează că modernizările privind punctele termice au început în anii 1993÷1995, la un

număr de 27 de PT, prin înlocuirea schimbătoarelor de căldură. În momentul de faţă acestea prezintă deja o uzură de cca.50-75% încât vor necesita înlocuiri ale schimbătoarelor de căldură în următorii ani.

Mai rămân de modernizat cca. 81,5% din totalul de puncte termice, respectiv 119 PT-uri, care până în acest moment sunt reabilitate parţial, dotate cu schimbătoare de căldură noi de tipul cu plăci atât pe circuitul de încălzire cât şi de acc.

Procesul de modernizare şi reabilitare al punctelor termice constă în înlocuirea în totalitate a utilajelor vechi, cu performanţe scăzute, cu menţinerea în exploatare numai a echipamentelor noi, montate în ultimii ani la puncte termice.

Acestea vor fi dotate cu echipamente noi de ultimă generaţie (schimbãtoare de cãldurã cu plăci, pompe cu fiabilitate mare şi nivel redus de zgomot, cu turaţie variabilã, prevăzute cu convertizoare de


104

frecvenţă, sisteme moderne de expansiune, etc.), cu funcţionare automatizată performantă. Se va realiza şi reabilitarea instalaţiilor interioare şi a clãdirilor aferente.

d). Sistemul de monitorizare În cadrul acţiunii de eficientizare a sistemului de termoficare din municipiul Oradea, s-a propus

realizarea în etape a sistemului de monitorizare. Principalele direcţii urmărite în acest sens sunt:

• prevederea sistemelor de sesizare şi semnalizare a defectelor pentru conductele preizolate utilizate în vederea modernizării reţelelor termice;

• contorizarea consumului de energie termică la punctele termice pe circuitul secundar, precum şi înregistrarea şi transmiterea datelor de consum şi de funcţionare la punctul local de supraveghere;

• automatizarea funcţionării instalaţiilor termomecanice din PT, corelată cu instalarea elementelor primare de reglare la consumatori;

• nivel central de supraveghere (dispecer), care va teleurmări şi telegestiona informaţiile primite de la punctele locale (PT).

Deoarece PT-urile sunt dispersate la nivel oraş, informaţiile furnizate de aparatura locală se transmit la nivelul celor două unităţi responsabile, respectiv Dispecerul din CET Oradea şi la cel de la Serviciul de Distribuţie din oraş.

Reabilitarea reţelelor de transport şi distribuţie se va realiza în condiţiile următoarelor premise: investiţiile în reabilitarea reţelelor de transport şi distribuţie se realizează în 6 ani, în perioada

2010÷2015; efectul investiţiei realizate într-unul din ani se cuantifică în anul următor; pierderile finale vor avea următoarele valori:

pierderi în reţele transport 7% (raportat la energia termică la intrarea în RT); pierderi în reţele de distribuţie 8% (raportat la energia termică la intrarea în RD).

Evoluţia surselor de energie geotermale Surse geotermale existente În prezent, SC Electrocentrale Oradea SA achiziţionează energie termică produsă din surse

geotermale, de la compania SC TRANSGEX SA, pe care o introduce în reţelele sale de distribuţie. Cantitatea de energie termică achiziţionată la nivelul anului 2008 a fost de 19.187 MWh/an (16.498 Gcal/an).

Pe durata perioadei de analiză 2009-2029 se consideră, conform celor estimate de către SC TRANSGEX SA, achiziţia în continuare a aceleiaşi cantităţi anuale.

Surse geotermale noi În municipiul Oradea există potenţial de dezvoltare a surselor geotermale. În present, este în

stadiu de execuţie un studiu de evaluare a acestui potenţial, beneficiar fiind Primăria municipiului Oradea.

Conform analizei efectuate cu reprezentanţii Primăriei Oradea, în cadrul acestui studiu se ia în considerare o cantitate de energie termică de cca 61.639 MWh/an (53.000 Gcal/an) – posibil a fi produsă în perspectivă, eşalonat, începând cu anul 2014 (implementarea investiţiei în perioada 2013-2016). După atingerea capacităţii finale, se consideră o reducere anuală, începând cu anul 2016, de 2%, datorită specificului de exploatare a acestui tip de resurse.

Această cantitate de energie termică va fi introdusă, de asemenea, în reţeaua de distribuţie.

4.1.2.3. Sinteza evoluţiei necesarului de energie termică în sistem centralizat

În baza elementelor prezentate anterior, s-au realizat proiecţiile privind necesarul de energie termică la nivelul consumatorului, s-a determinat evoluţia pierderilor în sistemul de transport şi distribuţie şi evoluţia surselor geotermale.

Sinteza proiecţiilor privind necesarul de energie termică în punctele principale ale sistemului centralizat de alimentare cu energie termică (consumator, reţele de transport şi distribuţie, limita


105

sursei), considerând şi cantităţile de energie termică din surse geotermale, este prezentată în tabelul 4.11.

Tabelul 4.11 – Evoluţia necesarului de energie termică în sistemul centralizatǎ (în Gcal/an)

Energie termică din surse geotermale (intrată în reţeaua de

distribuţie) Anul Necesarul la consumator

Pierderi STD

TRANSGEX Surse noi Total

Productia la sursa

2009 609.088 324.278 16.498 - 16.498 916868 2010 606.848 323.064 16.498 - 16.498 913.414 2011 604.608 275.611 16.498 - 16.498 863.721 2012 604.259 233.076 16.498 - 16.498 820.837 2013 623.850 200.495 16.498 - 16.498 807.847 2014 621.610 160.704 16.498 13.250 29.748 752.566 2015 646.652 130.748 16.498 26.500 42.998 734.402 2016 644.412 97.333 16.498 39.750 56.248 685.497 2017 644.412 96.335 16.498 53.000 69.498 671.250 2018 644.412 96.415 16.498 51.940 68.438 672.390 2019 644.412 96.493 16.498 50.901 67.399 673.507 2020 644.412 96.570 16.498 49.883 66.381 674.601 2021 644.412 96.645 16.498 48.886 65.384 675.674 2022 644.412 96.719 16.498 47.908 64.406 676.725 2023 644.412 96.791 16.498 46.950 63.448 677.756 2024 660.393 99.380 16.498 46.011 62.509 697.264 2025 660.393 99.449 16.498 45.090 61.588 698.254 2026 660.393 99.517 16.498 44.189 60.687 699.223 2027 660.393 99.584 16.498 43.305 59.803 700.173 2028 660.393 99.649 16.498 42.439 58.937 701.105 2029 660.393 99.713 16.498 41.590 58.088 702.017 Curbele clasate ale sarcinii termice la limita sursei, pentru anul 2009 şi anul 2029, determinate

pe baza curbei clasate a temperaturilor exterioare în perioada 1989-2008, sunt prezentate în figura următoare.

Evoluţia sarcinii termice orare necesare a fi asigurată din centrală în perioada 2009-2029 este prezentată în tabelul 4.12 şi în fig. 4.4.

Dimensionarea sursei se va realiza în baza sarcinii termice care trebuie asigurate începând cu anul finalizării investiţiei în sursă, corelat şi cu evoluţia sarcinii termice în anii următori.

Valoarea sarcinii termice aferente apei calde de consum este utilizată pentru dimensionarea capacităţii de bază.


106

0

50

100

150

200

250

300

350

400

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000

Durata [h/an]

Ener

gia

term

ica

la li

mita

CET

[Gca

l/h]

2029 2009

Fig. 4.3 - Curbele clasate ale sarcinii termice la limita centralei, anii 2009 şi 2029

Tabelul 4.12 – Evoluţia sarcinii termice orare la sursă (în Gcal/h)

Anul Iarna (încălzire + apa caldă de consum)

Vara (apă caldă de consum)

2009 342,7 31,3* 2029 269,4 19,3*

*) Nu include consumul asigurat din surse geotermale

Evolutia sarcinii termice orare asigurate din CET Oradea

0

50

100

150

200

250

300

350

400

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

Ener

gia

term

ica

la li

mita

sur

sei (

Gca

l/h)

Sarcina termica iarna Sarcina termica vara

Fig. 4.4 - Evoluţia sarcinii termice orare la sursă, perioada 2009 - 2029


107

4.2. Scenariile de alimentare cu energie termică a municipiului Oradea

Scopul elaborării prezentului studiu este de a identifica şi prioritiza necesităţile investiţionale, astfel încât să respecte – la cel mai mic cost – conformarea cu Directivele CE din sectorul de mediu, luând în considerare suportabilitatea investiţiilor de către populaţie şi capacitatea locală de implementare a proiectului

Investiţiile care se vor realiza trebuie să conducă la protecţia şi îmbunătăţirea calităţii mediului şi a standardelor de viaţă în România, urmărindu-se conformarea cu prevederile acquis-ului de mediu. Aceasta trebuie să se concretizeze în servicii publice eficiente, cu luarea în considerare a principiului dezvoltării durabile şi a principiului “poluatorul plăteşte”.

Scenariile care vor fi analizate sunt definite pentru întregul sistem de alimentare cu energie termică din municipiul Oradea: sursă (în sursă există numai IMA), sistemul de transport şi distribuţie, depozitul de zgură şi cenuşă. Se ia în considerare şi evoluţia surselor geotermale.

Sunt definite scenarii comparative, în sistem de alimentare centralizată, descentralizată şi individuală, care sunt adaptate municipiului Oradea pornind de la particularităţile acestuia.

Scenariile analizate au fost definite luând în considerare toate prevederile directivelor UE şi legislaţiei naţionale, în vigoare, precum şi strategiile naţionale, regionale şi locale, referitoare la sectorul energetic, protecţia mediului (îmbunătăţirea factorilor de mediu) şi de dezvoltare socio-economică.

Sunt analizate comparativ avantajele şi dezavantajele în fiecare scenariu strategic. Cele trei scenarii strategice de alimentare cu energie termică sunt comparate şi printr-o analiză

multicriterială, în baza unor criterii de mediu, sociale şi financiare.

4.2.1. Stabilirea scenariilor

Scenariile definite pentru sistemul de alimentare cu energie termică care sunt adaptate municipiului Oradea, sunt următoarele:

Scenariul I – alimentare cu energie termică în sistem centralizat Definirea acestui scenariu are la bază existenţa infrastructurii: sursa de producere a energiei

termice şi sistemul de transport şi distribuţie. S-a luat în considerare faptul că sistemul de alimentare centralizată din municipiul Oradea este un sistem viu, caracterizat de stabilitate. Fenomenul debranşărilor a fost nesemnificativ în municipiul Oradea, iar debranşările efectuate au fost contrabalansate de conectarea de noi consumatori şi de reconectări. Pentru sursă există posibilitatea utilizării a mai multor tipuri de combustibili: lignit, gaze naturale, păcură.

Scenariul II - alimentare cu energie termică în sistem descentralizat Definirea scenariului privind modul de alimentare descentralizat a pornit de la existenţa

infrastructurii dezvoltate de-a lungul timpului pentru sistemul centralizat, având în vedere necesitatea de a nu afecta populaţia din municipiu prin lucrările de reconfigurare a sistemului. Sistemul descentralizat este conceput astfel încât să conducă la efecte pozitive asupra mediului şi efecte minime (investiţii, durată de realizare) cu impact direct asupra stării de bine a populaţiei. Aceasta deoarece lucrările majore de reconfigurare a sistemului într-un oraş de nivelul municipiului Oradea ar însemna concentrarea unor forţe uriaşe. În cazul alimentării descentralizate cu energie termică, se consideră că SC Electrocentrale Oradea SA se închide şi se prevede realizarea de centrale termice de zonă în cadrul unora dintre punctele termice existente, aceasta fiind cea mai acceptabilă variantă privind impactul asupra populaţiei. Combustibilul de bază pentru centralele de zonă va fi gazul natural.

Scenariul III - alimentare cu energie termică în sistem individual În acest caz se consideră sistarea funcţionării SC Electrocentrale Oradea SA, populaţia din

municipiul Oradea urmând a-şi monta centrale de apartament pe gaze naturale.


108

4.2.2. Avantajele și dezavantajele specifice scenariilor analizate

Avantajele şi dezavantajele estimate pentru fiecare din cele trei scenarii sunt prezentate în tabelele 4.13 – 4.15.

Tabelul 4.13 – Avantaje şi dezavantaje în Scenariul I

Scenariul I: Alimentare cu energie termică în sistem centralizat Avantaje Dezavantaje

- Reducerea poluării mediului prin producerea energie termice într-o singură sursă, amplasată la limita municipiului; - Posibilitatea controlului emisiilor poluante prin înălţimea adecvată a coşului de fum; - Reducerea poluării mediului prin utilizarea de echipamente moderne, cu eficienţă ridicată; - Utilizarea mai multor tipuri de combustibil: cărbune, gaze naturale, păcură; - Optimizarea livrării de energie termică vara dintr-o capacitate dimensionată conform necesarului şi cu eficienţă ridicată; - Utilizarea unora dintre echipamentele existente; - Menţinerea în funcţiune a sistemului de transport şi distribuţie existent.

- Sunt necesare investiţii pentru conformarea la normele de mediu privind emisiile de SO2, NOx şi pulberi ale capacităţilor existente, existând termene de conformare asumate, care trebuie respectate; - Sunt necesare investiţii pentru conformarea la normele de mediu privind depozitarea zgurii şi cenuşii rezultate din procesul de ardere a combustibililor, existând termene de conformare asumate, care trebuie respectate; - Sunt necesare investiţii pentru reabilitarea / modernizarea capacităţilor din sursă, care au o eficienţă scăzută; - Sunt necesare investiţii în sistemul de transport şi distribuţie, unde pierderile de energie termică sunt mai mari decât cele normale.

Tabelul 4.14 – Avantaje şi dezavantaje în Scenariul II

Scenariul II: Alimentare cu energie termică în sistem descentralizat Avantaje Dezavantaje

- Pentru amplasarea centralelor termice de zonă se au în vedere punctele termice existente, dintre care o parte vor fi transformate în centrale termice; - Se reduc pierderile în sistemul de transport.

- Realizarea centralelor termice va implica lucrări majore în reţeaua de distribuţie a gazelor natural, precum şi în reţelele de alimentare cu apă, canalizare şi în reţelele electrice; - Este necesară dezafectarea echipamentelor şi instalaţiilor existente în sursă şi renaturarea terenului; - Va creşte nivelului poluării în municipiu, prin aceste surse de poluare amplasate în zonele de locuit. Poluarea aferentă acestor surse se va suprapune peste celelalte surse de poluare din interiorul municipiului (cum ar fi traficul urban). - Este necesară reabilitarea şi redimensionarea sistemului de distribuţie.


109

Tabelul 4.15 – Avantaje şi dezavantaje în Scenariul III

Scenariul III: Alimentare cu energie termică în sistem individual Avantaje Dezavantaje

- Nu mai sunt necesare investiţii în IMA pentru conformare la mediu; - Nu mai sunt necesare investiţii pentru reabilitarea / modernizarea sursei existente; - Nu mai sunt necesare investiţii pentru reabilitarea sistemului de transport şi distribuţie.

- Trebuie realizate surse proprii pentru cca 57.135 de apartamente situate în blocuri de locuinţe cu 4 până la 10 etaje şi cca 3.600 de case; - Amplasarea acestui număr extrem de mare de surse de poluare în municipiul Oradea se va suprapune peste celelalte surse de poluare din interiorul municipiului (cum ar fi traficul urban). şi va afecta sănătatea populaţiei (peste 200.000 de locuitori); - Este necesară dezafectarea echipamentelor şi instalaţiilor existente în sursă şi renaturarea terenului; - Impact social negativ, prin forţarea unui număr mare de locuitori să investească în centrale de apartament; - Impact estetic negativ, prin scoaterea pe peretele clădirilor a unui număr mare de coşuri; - Sunt necesare investiţii majore în reţeaua de distribuţie a gazelor naturale.

Aspecte instituţionale În Scenariul I, care se bazează pe alimentarea centralizată cu energie termică, se va menţine

actuala structură organizaţională a SC Electrocentrale Oradea SA. Personalul companiei este capabil de a opera echipamentele noi propuse în această opţiune.

În Scenariul II, caracterizat prin alimentare descentralizată cu energie termică, compania va avea de operat centrale termice de capacitate mică, precum şi sistemul de distribuţie.

În cazul Scenariului III, caracterizat prin alimentarea individuală cu energie termică, SC Electrocentrale Oradea SA va fi închisă, ceea ce va avea impact social negativ.

Analiza avantajelor şi dezavantajelor pentru cele trei scenarii strategice pune în evidenţă următoarele concluzii: • Alimentarea în sistem centralizat este mai avantajoasă din punct de vedere al poluării, deoarece

permite controlul acesteia. În cazul sistemelor descentralizate, şi îndeosebi cel individual, apare creşterea nivelului poluării într-un municipiu cu peste 200.000 locuitori, prin suprapunerea emisiilor generate la producerea energiei cu emisiile din traficul urban.

• Din punct de vedere al investiţiilor, în cazul sistemelor centralizat şi descentralizat acestea vor fi suportate de autoritatea locală / operator (deci parţial indirect de către populaţie). În cazul sistemului individual investiţia va trebui suportată direct de către fiecare familie. De asemenea, sunt necesare investiţii majore în reţeaua de gaze naturale a municipiului.

4.2.3. Analiza multicriterială comparativă

Cele trei scenarii strategice de alimentare cu energie termică sunt comparate şi printr-o analiză multicriterială, în baza următoarelor criterii: • Criterii de mediu:

Reducerea de emisii de CO2 raportată la energia echivalentă produsă; Reducerea poluării distribuite în zonele de locuinţe;

• Criterii sociale: estimarea procentuală a nivelul impactului scenariului asupra populaţiei, şi anume: Impactul lucrărilor de realizare a investiţiei asupra stării de bine a populaţiei;


110

Impactului costului investiţiei directe asupra situaţiei economice a populaţiei; • Criterii financiare:

Nivelul investiţiei

Etapele analizei multicriteriale elaborate sunt următoarele: Stabilirea unui coeficient de importanţă pentru fiecare criteriu (sub formă procentuală), astfel încât

suma acestora să fie egală cu 100%. Procentele de importanţă „nominale” sunt indicate în tabelul 4.16.

Tabelul 4.16 – Criterii şi procente de importanţă

Nr Criteriul Procent de importanţă „nominal”

1 Criterii de mediu 50%

1.1 Reducerea de emisii de CO2 raportată la energia echivalentă produsă 25%

1.2 Reducerea poluării distribuite în zonele de locuinţe 25%

2 Criterii sociale 30%

2.1 Impactul lucrărilor de realizare a investiţie asupra stării de bine a populaţiei 15%

2.2 Impactului costului investiţiei directe asupra situaţiei economice a populaţiei 15%

3 Criterii financiare 20% 3.1 Nivelul investiţiei 20%

Total 100%

Acordarea unui punctaj, în domeniul 0-10, valoarea 10 fiind asociată cu îndeplinirea totală a obiectivului criteriului respectiv. Se ierarhizează scenariile. Fiind 3 scenarii, scenariul cu cel mai mic grad de îndeplinire a obiectivului criteriului primeşte 3 puncte, iar scenariul cu cel mai mare grad de îndeplinire a obiectivului criteriului primeşte 10 puncte.

Determinarea importanţei, pentru fiecare criteriu, pentru fiecare scenariu analizat. Se determină prin efectuarea produsului dintre coeficientul de importanţă acordat şi punctajul acordat, raportat la punctajul maxim (10 puncte).

Determinarea punctajului total, obţinut de fiecare scenariu analizat, prin însumarea rezultatelor pentru fiecare criteriu.

Ierarhizarea scenariilor analizate funcţie de punctajul total.

Având în vedere aceste aspecte, s-au evaluat scenariile de alimentare cu energie termică în tabelele 4.17 – 4.21.

Tabelul 4.17 – Criteriul 1.1 - Reducerea de emisii de CO2 raportată la energia echivalentă produsă

Scenariul I Sistem centralizat

Scenariul II Sistem descentralizat

Scenariul III Sistem individual

S-a acordat punctajul maxim 10 (zece) deoarece în acest caz se produce energie termică şi electrică în cogenerare în centrale electrice cu eficienţa energeticǎ ridicatǎ (randamente de 80%)

Nu se utilizează cogenerarea. Pentru echivalarea soluţiilor se consideră că diferenţa de energie electrică se produce în CTE existente cu randamente mai mici decât în cele de cogenerare. Prin urmare, emisiile de CO2 în acest scenariu sunt mai mari şi i se acordă 7 (şapte) puncte.

Nu se utilizează cogenerarea. Pentru echivalarea soluţiilor se consideră că diferenţa de energie electrică se produce în CTE existente cu randamente mai mici decât în cele de cogenerare. Prin urmare emisiile de CO2 în acest scenariu sunt mai mari şi i se acordă 7 (şapte) puncte.


111

Tabelul 4.18 – Criteriul 1.2 - Reducerea poluării distribuite în zonele de locuinţe




S-a acordat punctajul maxim 10 (zece) deoarece în acest caz se produce energie electrică şi energie termică în sursă unică cu posibilitatea monitorizării emisiilor. Amplasarea sursei de energie în afara zonei locuibile conduce la reducerea poluării distribuite în zonele de locuinţe.

Sursele fiind localizate în oraş (20 centrale de zonă) se acordă 7 (şapte) puncte.

Considerând că în fiecare apartament se va monta câte o centrală termică, rezultă o creştere a poluării, datorită multitudinii de surse de poluare amplasate în zonele de locuit. Astfel s-a acordat punctajul minim 3 (trei) puncte.

Tabelul 4.19 – Criteriul 2.1 - Impactul realizării lucrărilor de investiţie asupra populaţiei




S-a acordat punctajul cel mai bun 8 (opt) deoarece în acest scenariu lucrările de investiţie pentru realizarea sursei se desfăşoară în afara oraşului, impactul asupra populaţiei fiind minim.

Sursele fiind localizate în oraş (20 centrale de zonă) va fi nevoie de intervenţii în zona locuită, se acordă 5 (cinci) puncte.

Din punct de vedere al impactului realizării lucrărilor asupra populaţiei, în acest scenariu acesta este minim, montarea centralelor individuale afectând doar cvartalul unde se realizează lucrările. Totuşi, fiind nevoie de redimensionarea reţelei de alimentare cu gaze naturale, există un impact negativ asupra populatie datorită lucrărilor necesare pentru realizarea acesteia. Prin urmare se acordă 7 (şapte) puncte.

Tabelul 4.20 – Criteriul 2.2 - Impactul costului investiţiei asupra populației




S-a acordat punctajul maxim 10 (zece) deoarece, prin utilizarea unei părţi din structura existentă valoarea investiţie este mai mică şi costul investiţiei îl suportă municipalitatea

Costul investiţiei îl suportă municipalitatea şi se acordă 10 (zece) puncte

Costurile aferente investiţiilor (centrale termice individuale) fiinf acoperite de consumator (populaţie) se acordă punctajul minim 3 (trei) puncte.

Tabelul 4.21 – Criteriul 3.1 –Nivelul investiţiei




Valoarea investiţiei este mai mare decât cea din scenariul III, şi se acordă 7 (şapte) puncte

Valoarea investiţiei este cea mai mare dintre cele trei scenarii şi se acordă 5 (cinci) puncte

Valoarea investiţiei este cea mai mică, fiind pe primul loc se acordă punctajul maxim 10 (zece) puncte


112

Rezultatele analizei multicriteriale sunt prezentate în tabelul 4.22.

Tabelul 4.22 – Rezultatele analizei multicriteriale

Criteriul 1.1 Criteriul 1.2 Criteriul 2.1 Criteriul 2.2 Criteriul 3.1

Reducere emisii CO2 raportat la

energia echivalenta

produsa

Reducere poluare

distribuita

Impactul realizarii

lucrarilor de investitie asupra

populatiei

Impact costului

investitiei

Nivelul investitiei

25% 25% 15% 15% 20% 100.0%

Punctaj acordat 10.00 10.00 8.00 10.00 7.00 45.00

Importanta 25.00% 25.00% 12.00% 15.00% 14.00% 91.0%

Punctaj acordat 7.00 7.00 5.00 10.00 5.00 34.00

Importanta 17.50% 17.50% 7.50% 15.00% 10.00% 67.5%

Punctaj acordat 7.00 3.00 7.00 3.00 10.00 30.00

Importanta 17.50% 7.50% 10.50% 4.50% 20.00% 60.0%

Total

Scenariul III - Alimentare individuala

Scenariul I - Alimentare centralizata

Scenariul II - Alimentare

descentralizata

Se constată că, în urma evaluării scenariilor, cu sublinierea efectelor asupra mediului şi asupra

populaţiei, scenariul de alimentare centralizată cu energie termică rezultă optim.

4.3. Analiza comparativă a opţiunilor în cadrul scenariilor propuse

În cadrul fiecărui scenariu prezentat în paragraful 4.2 se determină cele mai fezabile opţiuni. Opţiunile sunt definite pentru întregul sistem de alimentare centralizată cu energie termică din municipiul Oradea: sursă, sistemul de transport şi distribuţie, depozitul de zgură şi cenuşă.

Pentru opţiunile definite în cadrul fiecărui scenariu s-a realizat analiza financiară şi economică, rezultând, pentru fiecare scenariu, opţiunea optimă. Astfel, fiecare scenariu este definit printr-o opţiune.

Scenariile astfel definite printr-o opţiune sunt analizate comparativ pe baza indicatorilor de eficienţă financiară şi economică, rezultând scenariul şi opţiunea optimă pentru sistemul de alimentare cu energie termică din municipiul Oradea.

4.3.1. Metodologie şi ipoteze de lucru

4.3.1.1. Metodologie şi ipoteze de lucru pentru analiza energetică Principiul de bază considerat la definirea opţiunilor este îmbunătăţirea factorilor de mediu. Pornind de la acest considerent, obiectivul analizei este constituit de minimizarea costului de

producere a energiei termice, cu respectarea cerinţelor privind protecţia mediului şi totodată cu asigurarea calităţii şi fiabilităţii alimentării cu energie termică.

Opţiunile care vor fi analizate în cadrul fiecărui scenariu sunt definite pentru întregul sistem de alimentare centralizată cu energie termică din municipiul Oradea: sursă (în sursă există numai Instalaţii


113

Mari de Ardere), sistemul de transport şi distribuţie, depozitul de zgură şi cenuşă (pentru care este necesară conformarea la mediu).

Se ia în considerare şi evoluţia surselor geotermale. Opţiunile sunt fundamentate pe date de funcţionare (înregistrări orare) realizate în ultimii ani,

cu luarea în considerare a reducerii pierderilor în sistemul de transport şi distribuţie. Un prim pas în definirea opţiunilor a fost acela de a încerca valorificarea structurii existente,

prin prevederea de reabilitări şi de echipamente de mediu. Astfel, la capacităţile existente în sistemul centralizat actual este necesară creşterea eficienţei şi reducerea poluării, asigurând durata de viaţă.

La definirea opţiunilor se iau în considerare următoarele principii de bază: • Conformarea cu cerinţele privind protecţia mediului, atât prin îndeplinirea obligaţiilor de

conformare asumate (prevederea de tehnologii pentru reducerea emisiilor de SO2, NOx, pulberi), cât şi prin reducerea poluării mediului prin utilizarea unor tehnologii moderne şi eficiente de producere a energiei;

• Conformarea cu cerinţele BREF-BAT şi cu prevederile legislaţiei UE şi naţionale privind domeniul energetic şi al protecţiei mediului. În principiu, acestea se referă la creşterea eficienţei energetice, în special prin utilizarea cogenerării;

• Nivelul emisiilor de CO2 şi implicaţiile schemei de comercializare a certificatelor de emisii de gaze cu efect de seră;

• Alte principii de bază: disponibilitatea combustibililor; caracteristicile tehnologiilor; alegerea unor tehnologii cu costuri de investiţii şi costuri de operare suportabile; posibilităţile de implementare locală; utilizarea surselor regenerabile; capacitatea operatorului de a opera tehnologii complexe.

Pe lângă aceste opţiuni, se defineşte un scenariu de referinţă, scenariul BAU, cu care se vor compara aceste opţiuni. Scenariul BAU presupune menţinerea situaţiei actuale la nivelul sursei şi reţelelor. La nivelul consumatorilor, scenariul BAU presupune toate acţiunile similare din opţiunile analizate (efectuarea programului de reabilitare termică a clădirilor, noi consumatori, etc).

Aşa cum rezultă din analiza situaţiei existente prezentate în capitolul 4, CET Oradea constituie o centrală în care capacităţile existente, cu excepţia cazanului nr.6 pe cărbune, au durata de viaţă depăşită cu mult. Pierderile în sistemul de transport şi distribuţie sunt de asemenea mari, îndeosebi în reţeaua de distribuţie.

Un aspect pozitiv este constituit de preocuparea autorităţilor locale pentru dezvoltarea producerii de energie termică prin utilizarea potenţialului geotermal existent în municipiu şi prin utilizarea energiei înglobate în deşeurile menajere municipale.

Ca urmare, deoarece nevoia de investiţii este stringentă pentru întregul sistem, dar îndeosebi pentru sursă, opţiunile care se analizează includ măsuri pe termen scurt, cum ar fi instalarea de echipamente pentru protecţia mediului necesare pentru conformare la cerinţele de mediu şi măsuri pe termen mediu, cum ar fi reabilitarea capacităţilor existente, instalarea de capacităţi noi, performante, pe combustibili fosili şi dezvoltarea surselor geotermale şi a surselor pe deşeuri menajere municipale. Reabilitarea sistemului de transport şi distribuţie este de asemenea o măsură care trebuie realizată, în vederea reducerii pierderilor.

Costurile unitare de investiţii sunt determinate pe baza a mai multor surse de informaţii, funcţie de disponibilitatea acestora. Sunt utilizate şi costuri obţinute din rularea unor programe specializate (THERMOFLOW – GT PRO, STEAM PRO, PEACE), care sunt comparate cu costuri din alte surse şi din proiecte similare.

Conformarea cu cerinţele privind protecţia mediului Termenele de conformare la cerinţele de mediu, pentru Instalaţiile Mari de Ardere din CET

Oradea, conform HG 322/2005, respectiv Autorizaţiei Integrate de Mediu revizuite la 04.08.2008, sunt următoarele:


114

• Conformare cu valorile limită de emisie pentru oxizi de azot: 31.12.2009, pentru IMA1 ( CA2) 31.12.2010, pentru IMA1 ( CA3)

• Conformare cu valorile limită de emisie pentru dioxid de sulf: 31.12.2011, pentru IMA2 (CA 4) 31.12.2012, pentru IMA2 (CA 5) 31.12.2013, pentru IMA2 (CA 6)

• Conformare cu valorile limită de emisie pentru pulberi: 31.12.2011, pentru IMA2 (CA 4) 31.12.2012, pentru IMA2 (CA 5) 31.12.2013, pentru IMA2 (CA 6)

• Conformare cu valorile limită de emisie pentru oxizi de azot pentru IMA cu o putere termică nominală mai mare de 500 MW, care utilizează combustibil solid: 1.01.2016.

În ceea ce priveşte depozitul de zgură şi cenuşă, pentru conformarea cu HG 349/2005, sistarea transportului şi depozitării sub formă de hidroamestec a zgurii şi cenuşii trebuie realizată până la 31.12.2013, iar începerea lucrărilor de închidere a depozitului trebuie realizată din 30.04.2015.

Conformarea cu cerinţele BAT-BREF pentru IMA Scopul Directivei Consiliului 96/61/EC asupra prevenirii şi controlului integrat al poluări este

de a realiza o prevenire şi un control integrat al poluării, conducând la un nivel ridicat de protecţie a mediului, în întregul său.

Termenul de “cele mai bune tehnici disponibile” este definit in articolul 2 (11) al Directivei ca fiind “stadiul cel mai avansat si efectiv de dezvoltare al activităţilor si a metodelor lor de operare, fapt ce indica adecvarea practica unor tehnici specifice de a oferi, in principiu, bazele pentru valorile limita de emise stabilite pentru a preveni, si acolo unde aceasta nu este posibila, pentru a reduce in general emisiile si impactul asupra mediului, în întregul său”. Articolul 2(11) detaliază această definiţie, astfel: • „tehnicile” reprezintă tehnologia utilizata şi modul in care instalatia este proiectata, construită,

întretinută, exploatată şi scoasă din uz; • “tehnici disponibile” sunt acelea dezvoltate la o scară care permite implementarea în sectorul

industrial relevant, in conditii economice si tehnice viabile, luându-se în considerare costurile şi avantajele, dacă aceste tehnici sunt sau nu folosite sau produse în interiorul statului membru avut în vedere, cu condiţia ca ele să fie accesibile într-un mod rezonabil operatorului”.

• “cele mai bune” înseamnă cele mai eficiente în atingerea unui nivel general înalt de protectie a mediului, în întregul său.

Conform articolului 9(4) al Directivei, valorile limită de emisii, fără a prejudicia, trebuie sa fie în conformitate cu standardele de calitate a mediului, să se bazeze pe cele mai bune tehnici disponibile, fără a se recomanda utilizarea vreunei tehnici sau tehnologii specifice, însă luându-se în considerare caracteristicile tehnice ale instalatiei respective, amplasarea ei geografica şi condiţiile locale de mediu.

Pentru centralele pe cărbune, în cadrul Documentului de Referinţă asupra Celor Mai Bune Tehnici Disponibile pentru instalaţiile mari de ardere – BREF- BAT IMA 2006, (BREF-BAT IMA 2006 ediţia engleză, Cap.4.5.4, pag.268-269), sunt prevăzute următoarele măsuri pentru creşterea eficienţei energetice: • pentru centrale existente:

cogenerare; schimbarea palelor turbinei; sisteme avansate de control al arderii; utilizarea căldurii gazului rezidual pentru încălzire locală; exces mic de aer; micşorarea temperaturii gazelor arse; reducerea carbonului nears în cenuşă.

• pentru centrale noi:


115

parametri supracritici ai aburului; cogenerare; dublă reîncălzire; încălzire regenerativă a apei de alimentare; sisteme avansate de control al arderii; utilizarea căldurii gazului rezidual pentru încălzire locală; exces mic de aer; micşorarea temperaturii gazelor arse. reducerea carbonului nears în cenuşă:

Pentru centrale pe cărbune (lignit, huilă), arderea pulverizată, arderea în strat fluidizat şi arderea în strat fluidizat sub presiune sunt considerate BAT (BREF-BAT IMA 2006, Cap.4.5.4, ediţia engleză, pag.269). De asemenea, şi arderea pe grătar este considerată BAT, dar pentru cazane cu puterea termică < 100 MW.

În principiu, atât pentru cazane noi cât şi pentru reabilitări, sunt conform BAT acele sisteme de ardere care asigură o eficienţă ridicată şi care include măsuri primare pentru reducerea emisiilor de NOx. Sistemele de automatizare avansate care conduc la reducerea emisiilor sunt de asemenea considerate BAT.

Valorile eficienţelor nete, pentru tehnologii pe cărbune, conform BREF IMA 2006, sunt prezentate în tabelul 4.23.

Tabelul 4.23 – Eficienţa netă pentru centrale pe cărbune conform BREF IMA 2006

Combustibil Tehnologie Eficiența netă Centrale noi

Eficiența netă Centrale existente

Condensţie Ardere pulverizata 42% ÷ 45% Ardere in strat fluidizat 40% Lignit Ardere in strat fluidizat sub presiune 42%

36%-40% sau o creştere de cca 3% (depind de specificul centralei, caracteristicile combustibilului, condiţiile climatice local)

Cogenerare Lignit Cogenerare 75% - 90% 75% - 90%

Sursa: BREF-BAT IMA 2006 ediţia engleză, Cap.4.5.4, pag.268-269 Pentru tehnologia de ardere pulverizată cu utilizare de combustibil lignit, valorile eficienţei

nete trebuie corectate cu influenţa instalaţiei de desulfurare a gazelor de ardere (IDG). Prevederea acestei instalaţii, necesară din punct de vedere al limitării emisiilor de SO2 , are ca efect un consum suplimentar de energie electrică de (1 – 3)%, ceea ce implică reducerea eficienţei nete, pentru cele două tipuri de combustibil, cu cca (1 - 1,5)%.

Pentru centralele pe combustibil gazos, BREF IMA 2006 (BREF-BAT IMA 2006, Cap.7.5.2, ediţia engleză, pag.477-479) prevede următoarele măsuri pentru creşterea eficienţei: • pentru centrale existente:

cogenerare; preîncălzirea combustibilului cu utilizarea căldurii reziduale; sisteme avansate de control a arderii; preîncălzirea aerului de ardere.

• pentru centrale noi: parametri supracritici ai aburului; cogenerare; preîncălzirea combustibilului cu utilizarea căldurii reziduale; dublă reâncălzire; sisteme avansate de control a arderii; preîncălzirea aerului de ardere;


116

utilizarea de materiale avansate pentru a obţine temperaturi de operare înalte.

Pentru centrale pe combustibil gazos, ciclul combinat abur-gaze şi cogenerarea reprezintă cele mai eficiente măsuri de creştere a eficienţei energetice. Prima opţiune, conform BAT, este reprezentată de ciclul combinat abur-gaze şi cogenerarea, corelat cu un nivel ridicat al cererii de energie termică.

Sistemele de automatizare avansate care conduc la reducerea emisiilor sunt de asemenea considerate BAT. Motoarele termice sunt potrivite atât pentru sisteme descentralizate, cât şi pentru sisteme centralizate.

Valorile eficienţelor nete, pentru tehnologii pe gaze naturale, conform BREF IMA 2006, sunt prezentate în tabelul 4.24.

Tabelul 4.24 – Eficienţa netă pentru centrale pe gaze naturale conform BREF-BAT IMA 2006

Tehnologie Eficiența

electrică netă Centrale noi

Eficiența electrică netă

Centrale existente

Utilizarea combustibilului

Ciclu simplu cu turbine cu gaze 36% - 40% 32% - 35% 75% - 85% Ciclu combinat cu turbine cu gaze cu ardere suplimentara, în cogenerare < 40% < 35% 75% - 85%

Ciclu combinat cu turbine cu gaze fără ardere suplimentara, în cogenerare < 38% < 35% 75% - 85%

Ciclu clasic 40% - 42% 38% - 40% Sursa: BREF-BAT IMA 2006 ediţia engleză, Cap.7.5.2, pag.479

Se remarcă faptul că, din punct de vedere al tipului tehnologiei, capacităţile existente în CET

Oradea se încadrează în prevederile BREF-BAT. Din punct de vedere al eficienţei energetice, însă, capacităţile existente în CET Oradea sunt cu mult sub nivelul eficienţei din BREF-BAT. Ca urmare, în CET Oradea sunt necesare măsuri de creştere a eficienţei energetice în sursă.

Pentru emisiile SO2, în cazul centralelor pe lignit, prevederea de instalaţii de desulfurare a gazelor de ardere şi utilizarea cărbunelui cu conţinut redus de sulf, sunt considerate BAT. Desulfurarea umedă este considerată BAT pentru unităţi cu puterea termică > 100 MWt (BREF-BAT IMA 2006, Cap.4.5.8, ediţia engleză, pag.272). Pentru pulberi, echiparea cu electrofiltre este considerată BAT (BREF-BAT IMA 2006, Cap.4.5.6, ediţia engleză, pag.270). Pentru unităţile pe gaze, reducerea emisiilor de NOx este considerată BAT (BREF-BAT IMA 2006, Cap.7.5.4, ediţia engleză, pag.480).

Constrângeri privind emisiile de CO2 CET Oradea, cu o putere termică > 20MW, intră sub incidenţa schemei de comercializare a

certificatelor de emisii de gaze cu efect de seră, stabilită prin Directiva 2003/87/CE (Directiva ETS). In România, cadrul legal pentru funcţionarea schemei este asigurat de HG nr. 780/2006 privind

înfiinţarea schemei de comercializare a certificatelor de emisii de gaze cu efect de seră care transpune atât Directiva 2003/87/CE, cât şi Directiva 2004/101/CE.

România a decis, prin Planul Naţional de Alocare, ca în cadrul primelor două etape de funcţionare ale schemei, 2007 şi 2008-2012, atât alocarea certificatelor pentru instalaţiile existente, cât şi atribuirea certificatelor din rezerva creată pentru instalaţii nou intrate în schemă să se facă cu titlu gratuit.

Începând cu anul 2013 se vor aplica prevederile din Directiva ETS modificată, în vederea îmbunătăţirii şi extinderii schemei de comercializare a certificatelor de emisii de gaze cu efect de seră, care a fost aprobată de Consiliu în aprilie 2009.

Modificările importante aduse sunt următoarele: • Se va stabili un plafon la nivel UE. Plafonul UE va suporta o reducere liniară de 1,74% pe an. • Numărul total de certificate licitate de fiecare SM va fi compus din:


117

88% din numărul total de certificate care vor fi licitate se vor împărţi SM în funcţie de emisiile verificate 2005 sau media perioadei 2005-2007 (cea mai mare). Pentru România se va lua în considerare anul 2007, primul an cu emisii verificate.

10% din numărul total de certificate licitate se vor împărţi SM pentru reducerea emisiilor și adaptarea la schimbările climatice – (pentru România 53% din 10 %);

2% din numărul total de certificate licitate se vor împărţi SM care au avut emisii în 2005 mai mici cu cel puţin 20% fată de anul de bază stabilit de protocolul de la Kyoto (pentru România 29% din 2 %).

• Se acordă alocare gratuită doar pentru instalaţii pentru încălzire centralizată şi răcire şi pentru instalaţii pentru încălzire şi răcire, cu producere de energie termică în cogenerare de înaltă eficienţă destinată populaţiei, si pentru toate celelalte instalatii industriale, dar şi această alocare gratuită este redusă treptat astfel încât să devină 30% în anul 2020 şi 0% în anul 2027.

• Pentru producerea de energie electrică nu se acordă alocare gratuită. Certificatele necesare vor fi achiziţionate de pe piaţă.

• CE va adopta până pe 31.12.2010 reguli pentru alocarea certificatelor gratuite. Acestea se vor baza pe benchmark la nivel UE.

Având în vedere nivelul scăzut al eficienţei producerii energiei termice în actualele echipamente din CET Oradea, din 2013, costurile cu achiziţia certificatelor de CO2 vor deveni foarte mari, ceea ce va greva asupra preţului energiei termice vândute populaţiei.

Şi din punctul de vedere al emisiilor este astfel necesară creşterea eficienţei energetice. Alte principii de bază Disponibilitatea combustibililor Combustibilii fosili disponibili pentru utilizare în CET Oradea sunt lignitul şi gazele naturale.

Lignitul poate fi asigurat de la o distanţă de cca 80 de km faţă de centrală. Gazele naturale sunt luate în considerare deoarece în cazul utilizării acestora, investiţiile de mediu se pot diminua. S-a luat în considerare nedepăşirea nivelului maxim disponibil în prezent din punctul de preluare actual.

Caracteristicile tehnologiilor În tabelul 4.25 sunt prezentate succint avantajele şi dezavantajele celor două tipuri principale de

tehnologii.

Tabelul 4.25 – Compararea tehnologiilor

Tip echipament Avantaje Dezavantaje

Cazane de abur şi turbine cu abur

Randament general ridicat Pot utiliza orice tip de combustibil Scală largă de capacităţi disponibile Durată mare de viaţă

Costuri ridicate Timp de pornire mare

Instalaţii cu turbine cu gaze

Fiabilitate ridicată Căldura recuperabilă din gaze de ardere cu temperatură ridicată Nu necesită apă de răcire Pot funcţiona pe mai mulţi combustibili Nivel scăzut de emisii

Eficienţă mecanică mai scăzută decât la ITG Necesită presiune ridicată a gazelor la intrareNivel ridicat de zgomot Randament scăzut la sarcini joase Puterea electrică scade la creşterea temperaturii exterioare

Referitor la tehnologii pe cărbune, tehnologia de ardere a cărbunelui pulverizat reprezintă, pe

plan mondial, tehnologia de bază de ardere a cărbunelui în cazanele energetice. Tehnologia de ardere a cărbunelui în strat fluidizat, nu concurează total şi direct tehnologia de

ardere a cărbunelui pulverizat, ea putând servi producerii energiei şi din combustibili de calitate slabă. În opţiunile definite s-au luat în considerare numai echipamente existente în fabricaţie curentă.

Performanţele tehnice ale acestora sunt performanţe preluate din baza de date care garantează şi actualizează permanent aceste elemente (Thermoflow).


118

Alegerea unor tehnologii cu costuri de investiţii şi operare suportabile Costul de investiţie al unei capacităţi energetice este, în general, direct proporţional cu nivelul

eficienţei, pentru acelaşi tip de combustibil. Eficienţe ridicate se obţin, în general, pentru capacităţi mari. Pentru cărbune, utilizarea

ciclurilor cu parametri supracritici şi ultrasupracritici, care au un cost ridicat, este fezabilă pentru puteri electrice peste 400 MW. Costurile de operare depind de durata anuală de utilizare a capacităţii.

În cazul sistemelor de alimentare centralizată cu energie termică, funcţionarea sursei diferă de cazul unei centrale care produce doar energie electrică. Funcţionarea sursei este dictată de variaţia necesarului de energie termică. Necesarul de energie termică are atât variaţii sezoniere (diferenţă mare între cererea iarna şi cererea vara), cât şi variaţii pe parcursul zilei, funcţie de variaţia temperaturii exterioare. Un echipament energetic nu poate funcţiona în condiţii de eficienţă ridicată la o sarcină mult redusă faţă de sarcina nominală.

Ca urmare, în cazul sursei unui sistem centralizat de alimentare cu energie termică, sursa trebuie echipată cu o capacitate dimensionată pentru sarcina termică de vară şi cu o altă capacitate care să fie dimensionată astfel încât să poată funcţiona la o încărcare cât mai apropiată de sarcina nominală, un număr de ore cât mai mare pe perioada de iarnă. Restul necesarului de energie termică trebuie asigurat din surse de vârf.

Pentru CET Oradea este indicată utilizarea, în cazul lignitului, a ciclului cu parametri subcritici. În cazul utilizării gazelor naturale, se vor considera atât cicluri simple cu instalaţie cu turbină

cu gaze şi cazan recuperator, cât şi cicluri combinate abur-gaze (conform prevederilor BREf-BAT). Posibilităţile de implementare locală La alegerea opţiunilor se are în vedere amplasamentul existent al centralei şi posibilitatea

implementării unui echipament cu implicaţii cât mai mici (costuri cât mai mici) privind dezafectarea unor capacităţi existente. Deoarece în CET Oradea sunt instalate în prezent 6 cazane de abur şi 5 turbine cu abur, prevederea unei capacităţi noi nu se poate realiza totuşi decât cu costuri de demolare şi dezafectare.

Utilizarea surselor regenerabile La definirea opţiunilor se ia în considerare evoluţia surselor geotermale, prezentată în

paragraful 4.1.2. 4.3.1.2. Metodologie de lucru pentru analiza financiară şi economică Metodologie Analiza financiară Principalul obiectiv al analizei financiare este de a calcula indicatorii de performanţă financiară

ai proiectului (profitabilitatea sa). Analiza se efectuează din punctul de vedere al beneficiarului (proprietarul) proiectului, prin metoda cost-beneficiu incrementală, cu luarea în considerare a tehnicii actualizării. In cadrul analizei financiare sunt determinate venituri exclusiv din energia termică şi cheltuieli pe întreaga perioadă de analiză.

Opţiunile rezultate vor fi ierarhizate pe baza analizei cost-beneficiu financiare a investiţiei. Metodologia utilizată în dezvoltarea analizei cost-beneficiu financiară pentru fiecare opţiune în

parte este cea a „fluxului net de numerar actualizat”, pe baza următoarelor premise: • vor fi luate în considerare numai fluxurile de numerar, fiecare flux fiind înregistrat în anul în care

este generat; fluxurile nemonetare, cum ar fi amortizarea şi provizioanele, nu vor fi incluse în analiză;

• agregarea fluxurilor generate pe parcursul mai multor ani din perioada de referinţă, necesită utilizarea unei rate de actualizare potrivită pentru a calcula valoarea netă actualizată a proiectului;

• determinarea fluxurilor proiectului va fi efectuată utilizând metoda incrementală care compară scenariul „cu proiect” cu scenariul „fără proiect”.

Metoda incrementală presupune definirea a două scenarii pentru care vor fi calculate fluxurile de numerar:

Scenariul „cu proiect”, asimilat pe rând opţiunilor supuse analizei;


119

Scenariul „fără proiect” (folosit ca scenariu de referinţă în analiza incrementală), asimilat situaţiei în care centrala ar funcţiona la parametri existenţi, fără a se implementa nici un fel de investiţie.

Astfel, pentru fiecare opţiune în parte, se vor parcurge următoarele etape: a) Determinarea Fluxului de Venituri si Cheltuieli pe perioada de analiză, reprezentând fluxul

financiar al scenariului „cu proiect” pentru opţiunea în cauză. FVC exprimă soldul anual al veniturilor şi cheltuielilor pe perioada de analiză considerată.

FVC constă într-o eşalonare pe durata de analiză a costurilor şi veniturilor previzionate cu evidenţierea veniturilor anuale nete. În baza FVC, se determină evoluţia în timp a fluxului financiar, arătând soliditatea financiară a proiectului şi capabilitatea acestuia de a asigura recuperarea fondurilor investite şi de a acoperi cheltuielile de operare determinate de exploatarea comercială a proiectului.

b) Determinarea Costului Unitar Actualizat al energiei termice (CUA) pe baza fluxului financiar al scenariului „cu proiect”.

CUA reprezintă valoarea medie pe perioada de analiză a costului unităţii de produs (căldură) pentru o rată de actualizare dată, respectiv reprezintă raportarea cheltuielilor totale actualizate pe perioada de analiză, determinate de realizarea noii investiţii, la energia totală livrată.

c) Determinarea Fluxului Financiar Incremental al investiţiei, reprezentând diferenţa dintre fluxul financiar al scenariului „cu proiect” şi fluxul financiar al scenariului „fără proiect”

d) Determinarea indicatorilor de performanţă financiară pe baza fluxului financiar incremental al investiţiei: • Valoarea Financiară Netă Actualizată a Investiţiei (VNAF/C). Indicatorul financiar VNAF/C

exprimă excedentul cumulat actualizat al fluxului financiar pe durata de analiză. VNAF/C reprezintă diferenţa dintre Veniturile totale actualizate şi Cheltuielile totale actualizate. VNAF/C arată capacitatea veniturilor nete de a susţine costurile investiţiei, indiferent de modul în care au fost finanţate. Acest indicator contribuie la stabilirea necesităţii asistenţei nerambursabile comunitare, în concordanţă cu tipul beneficiarului şi cu prevederile ghidului solicitantului.

• Costul Incremental Actualizat al energiei termice (CIA), care reprezintă diferenţa între CUA în situaţia cu proiect şi CUA în situaţia fără proiect.

Opţiunea recomandată pentru reabilitarea sistemelor de încălzire urbană va fi selectată pe baza criteriului VNAF/C maxim, CIA minim.

Analiza economică Analiza economică evaluează proiectul din punctul de vedere al impactului economic la nivelul

societăţii. Prin urmare, analiza economică este efectuată din punctul de vedere al societăţii în ansamblu şi nu doar al proprietarului infrastructurii, ca în cazul analizei financiare.

În acest sens, în analiza economică se iau în considerare şi externalităţile care conduc la costuri şi beneficii economice, sociale şi de mediu, care nu au fost considerate în cadrul analizei financiare, pentru că nu generează venituri sau cheltuieli monetare.

Punctul de plecare în analiza economică este analiza financiară incrementală a investiţiei, mai exact fluxul financiar incremental al investiţiei în care vor fi integrate (monetizate) externalităţile.

Pentru fiecare opţiune se vor parcurge următoarele etape: a) Determinarea Fluxului de Venituri si Cheltuieli pe perioada de analiză, reprezentând fluxul

financiar al scenariului „cu proiect” pentru opţiunea în cauză; b) Determinarea Fluxului Financiar Incremental al investiţiei, reprezentând diferenţa dintre fluxul

financiar al scenariului „cu proiect” şi fluxul financiar al scenariului „fără proiect”; c) Determinarea indicatorilor de performanţă economică pe baza fluxului financiar incremental al

investiţiei: Valoarea Netă Actualizată a Investiţiei (VNAE/C); Costul Incremental Actualizat al energiei termice (CIA);


120

Rata de Rentabilitate Economică (RIRE) – care exprimǎ acea rată de actualizare la care VNAE/C este egală cu zero, respectiv veniturile actualizate sunt egale cu cheltuielile actualizate.

Necesitatea analizei economice rezidă din faptul că avem nevoie de un instrument cu care să măsurăm impactul economic, social şi de mediu al proiectului. Astfel, dacă indicatorii de performanţă economică ai proiectului sunt pozitivi (VNAE>0, RIRE> rata de actualizare socială), atunci proiectul merită să fie cofinanţat din fonduri nerambursabile.

Premise Premisele avute în vedere pentru elaborarea analizei financiare sunt următoarele:

• Analiza financiară comparativă se va realiza pe baza metodei fluxului de numerar actualizat, utilizând metoda incremental;

• Rata de actualizare financiară luată în considerare este de 5% în termeni reali ca parametru de referinţă pentru costul de oportunitate al capitalului pe termen lung. Această rată este recomandată de Comisia Europeană conform documentelor „Guide to Cost-Benefit Analysis of investment projects – Structural Funds, Coehsion Fund and instrument for Pre-Accession” şi “The New Programming Period 2007-2013. Guidance on the Methodology for Carrying out Cost-Benefit Analysis. Working Document No. 4”;

• Analiza se efectuează în euro, pe conturul proiectului; • Cursul de schimb valutar utilizat în analiză este de 4.1835 lei/euro; • Perioada de analiză este aceeaşi pentru toate opţiunile considerate, respectiv 20 de ani; aceasta

cuprinde perioada de realizare a investiţiei noi care diferă în funcţie de opţiunea analizată şi perioada de funcţionare a centralei după realizarea investiţiei noi;

• Valorile de investiţie şi eşalonarea pe ani a acestora în opţiunile analizate sunt prezentate în Anexa 11;

• Performanţele anuale pe durata de analiză aferente opţiunilor considerate sunt prezentate în Anexa 12;

• Preţurile utilizate în analiză sunt prezentate în cele ce urmează; • Alocarea cheltuielilor între energia termică şi energia electrică se face conform Ordinului

ANRE nr. 57/2008 pentru aprobarea „Metodologiei de stabilire a preţurilor şi a cantităţilor de energie electrică vândute de producători pe bază de contracte reglementate şi a preţurilor pentru energia termică livrată din centrale cu grupuri de cogenerare”;

• Pentru perioada 2009-2012, în analiză va fi luat în considerare numărul de certificate de CO2 alocate SC Electrocentrale Oradea SA, în conformitate cu Planul Naţional de Alocare;

• Pentru perioada 2013-2029, vor fi luate în considerare prevederile Directivei Parlamentului European şi a Consiliului de modificare a Directivei 2003/87/CE privind schema de comercializare a certificatelor de emisii de gaze cu efect de seră:

pentru energia electrică produsă în instalaţii noi sau existente, nu se va mai acorda alocare gratuită de certificate de emisii de CO2 ;

se va acorda alocare gratuită doar pentru energia termică destinată populaţiei, produsă în instalaţii de cogenerare de înaltă eficienţă şi în alte surse cu eficienţă conform BAT-BREF. Numărul de certificate alocate gratuit în 2013 pentru energia termică destinată populaţiei şi produsă în instalaţiile menţionate va fi egal cu 80% din cantitatea determinată şi va descreşte an de an, ajungând la 30% în 2020, respectiv la zero în 2027.

Preţuri În cadrul analizei sunt utilizate preţuri constante, la valoare contabilă (nu conţin TVA sau alte

taxe). Însă, conform principiului poluatorul plăteşte, pentru preţurile de vânzare a energiei electrice şi a aburului tehnologic, se va lua în considerare internalizarea costului aferent emisiilor de CO2, ceea ce va determina o variaţie a acestor preţuri pe perioada de analiză.


121

Evoluţia prezumată a preţului certificatelor de emisii de CO2 Preţurile medii pentru certificatele de emisii de CO2 luate în considerare în evaluarea costurilor

şi/sau veniturilor aferente opţiunilor analizate vor fi cele prognozate de Comisia Europeană în cadrul documentului „AN EU ENERGY SECURITY AND SOLIDARITY ACTION PLAN: Energy Sources, Production Costs and performance of Technologies for Power Generation, Heating and Transport – Second Strategic Energy Review, 2008”.

În fig. 4.5 este prezentată evoluţia preţului certificatelor de emisii CO2 pe perioada de analiză.

20.00

22.1024.2

26.328.4

30.532.6

34.7 36.8

38.941

41.642.2

42.8

43.4

44

44.6

45.2

45.8

46.4

10.00

15.00

20.00

25.00

30.00

35.00

40.00

45.00

50.00

Euro

/tCO

2

Ani

Preţul certificatelor de emisii de CO2 pe perioada de analiză

Pretul certificatelor

Fig. 4.5 – Evoluţia preţului la certificatele de emisii de CO2 pe perioada de analiză

Preţuri combustibili Preţul luat în considerare pentru gazele naturale este de 202,87 euro/1000 m3, în conformitate

cu Ordinul nr. 20/24.03.2009 emis de ANRE. Preţul corespunde alimentării cu gaze natural din reţeaua de transport a distribuitorului autorizat pentru municipiul Oradea, care se află la o distanţă de cca 400m de centrală.

Preţul luat în considerare pentru lignit este de 23,81 euro/tonă şi corespunde preţului actual de achiziţie de pe piaţă a combustibilului de către SC Electrocentrale Oradea SA.

Preţul luat în considerare pentru păcură este de 339,47 euro/tonă şi corespunde preţului actual de achiziţie de pe piaţă a combustibilului de către SC Electrocentrale Oradea SA.

Se elaborează şi o analiză de sensibilitate la variaţia preţurilor combustibililor, astfel: • gaze naturale: creştere cu 2% pe an în perioada 2011-2015, rămânând constant pe restul perioadei

de analiză; • lignit: creştere cu 0,5% pe an în perioada 2011-2015, rămânând constant pe restul perioadei de

analiză. Creşterea este motivată de necesitate efectuării de investiţii în mine; • păcură: creştere cu 1% pe an în perioada 2011-2015, rămânând constant pe restul perioadei de

analiză. Venituri Veniturile anuale aferente fiecărei opţiuni în parte, sunt constituite din următoarele elemente:

venituri din vânzarea energiei electrice; venituri din vânzarea aburului tehnologic; venituri din vânzarea certificatelor de emisii de CO2.


122

Cheltuieli anuale

Pentru fiecare opţiune, cheltuielile anuale sunt determinate, pentru fiecare an al perioadei analizate, structurat pe trei categorii principale, prezentate în tabelul 4.26.

Tabelul 4.26 - Structura cheltuielilor anuale

Nr. crt. Felul cheltuielilor

1 Cheltuieli variabile (1.1+1.2) 1.1 Cheltuieli cu combustibilul 1.2 Alte cheltuieli variabile 2 Cheltuieli fixe (2.1+2.2+2.3)

2.1 Cheltuieli cu personalul 2.2 Cheltuieli cu reparaţiile 2.3 Alte cheltuieli fixe 3 Cheltuieli cu achiziţia certificatelor de emisii de CO2 Total (1+2) Total (1+2+3)

Cheltuielile cu combustibilul sunt determinate pe baza cantităţilor de combustibili consumate în fiecare an, pe tipuri de combustibil (lignit, păcură, gaze naturale, biomasă), prezentate în Anexa 12, şi a preţurilor de achiziţie a combustibililor.

Cheltuielile cu personalul sunt determinate pe baza numărului de personal în fiecare opţiune şi a retribuţiei anuale de 7.655 Euro/om·an, aceasta fiind cheltuiala medie realizată de SC Electrocentrale Oradea SA în anul 2008.

Celelalte categorii de cheltuieli, respectiv alte cheltuieli variabile, cheltuieli cu reparaţiile, alte cheltuieli fixe sunt determinate în cadrul fiecărei opţiuni pe fiecare categorie de echipamente, astfel: • echipamente existente: la nivelul cheltuielilor specifice raportate la producţia de energie, realizate

în anul 2008; • echipamente noi: pe bază de indici specifici raportaţi la producţia de energie, indici preluaţi din

literatura de specialitate şi alte lucrări similare, pentru fiecare tip de tehnologie.

4.3.2. Analiza opţiunilor în cadrul Scenariului I

4.3.2.1. Prezentarea opţiunilor în Scenariul I În cadrul Scenariul I de alimentare centralizată au fost definite un număr de 8 opţiuni, în baza

principiilor prezentate în paragraful anterior. Au fost analizate atât opţiuni cu echipamente pe cărbune, cât şi opţiuni cu echipamente pe gaze

naturale. Toate opţiunile se conformează cerinţelor referitoare la emisiile de SO2, NOx şi pulberi. În toate opţiunile a fost luată în considerare utilizarea potenţialului de resurse regenerabile.

Opţiunile definite pentru sistemul de alimentare centralizată din municipiul Oradea, sunt prezentate sintetic în tabelul 4.27.

4.3.2.2. Descrierea opţiunilor în Scenariul I

Descrierea fiecărei opţiuni este structurată astfel: • Concepţia; • Evaluarea opţiunii (puncte tari şi puncte slabe); • Descriere tehnică; • Modul de acoperire a sarcinii termice.


123

Tabelul 4.27 – Prezentarea opţiunilor analizate în cadrul Scenariului I de alimentare centralizată

Opţiunea Caracterizarea Opţiunii Lucrări de investiţii

Opţiunea 1

CET Oradea va continua să funcţioneze cu echipamentele existente, reabilitate, pe combustibilii actuali (lignit + gaze naturale). Se va produce şi energie termică în surse geotermale noi care va acoperi o mică parte din necesarul de vară şi iarnă. Se păstrează şi alimentarea actuală cu energie termică din surse geotermale, de la TRANSGEX. Sistemul de transport şi distribuţie va fi reabilitat. Depozitul existent de zgură şi cenuşă se va conforma la mediu. Va fi realizat un depozit nou de zgură şi cenuşă şi o instalaţie de evacuare în şlam dens.

Investiţii în sursă Prevederea de echipamente de mediu pentru capacităţile existente: - arzătoare cu NOx redus la C3, C6 - IDG la C6 - modernizare electrofiltre la C6 Conformarea depozitului de zgură şi cenuşă existent Extinderea depozitului de zgură şi cenuşă Realizarea unei instalaţii de evacuare zgură şi cenuşă în şlam dens Reabilitarea de capacităţi în CET existent (C1, C2, C3, C6, TA1, TA2, TA3, TA5) (În sursa existentă se menţin în funcţiune: C1, C2, C3, C6, TA1, TA2, TA3, TA5) Investiţii în SRE: Surse noi geotermale (cca 6,4 MWt) Investiţii în reţele şi puncte termice

Opţiunea 2

CET Oradea va continua să funcţioneze cu echipamentele existente, reabilitate, pe combustibilii actuali (lignit + gaze naturale). Ca echipamente noi se prevede o instalaţie cu turbină cu gaze şi cazan recuperator dimensionat pentru vară şi o turbină cu abur care va înlocui o turbină existentă, veche. Se va produce şi energie termică în surse geotermale noi care va acoperi o mică parte din necesarul de vară şi iarnă. Se păstrează şi alimentarea actuală cu energie termică din surse geotermale, de la TRANSGEX. Sistemul de transport şi distribuţie va fi reabilitat. Depozitul existent de zgură şi cenuşă se va conforma la mediu. Va fi realizat un depozit nou de zgură şi cenuşă şi o instalaţie de evacuare în şlam dens.

Investiţii în sursă Prevederea de echipamente de mediu pentru capacităţile existente: - arzătoare cu NOx redus la C3, C6 - IDG la C6 - modernizare electrofiltre la C6 Conformarea depozitului de zgură şi cenuşă existent Extinderea depozitului de zgură şi cenuşă Reabilitarea de capacităţi în CET existent (C1, C3, C6, TA1, TA3) Prevederea unei instalaţii noi cu turbină cu gaze şi cazan recuperator de căldură (18 MWe + 32,6 MWt, cu ardere suplimentară) dimensionată pentru vară Prevederea unei turbine cu abur nouă de 50 MW, care va înlocui turbina existentă TA5 (În sursa existentă se menţin în funcţiune: C1, C3, C6, TA1, TA3) Investiţii în SRE: Surse noi geotermale (cca 6,4 MWt) Reabilitarea sistemului de transport şi distribuţie


124

Tabelul 4.27 – continuare


Opţiunea 3

CET Oradea va continua să funcţioneze cu 2 dintre cazanele de abur existente (unul pe gaze şi unul pe lignit), reabilitate. Ca echipamente noi se prevede o instalaţie cu turbină cu gaze şi cazan recuperator dimensionat pentru vară, o turbină cu abur care va înlocui o turbină existentă, veche şi cazane de apă fierbinte. Se va produce şi energie termică în surse geotermale noi care va acoperi o mică parte din necesarul de vară şi iarnă. Se păstrează şi alimentarea actuală cu energie termică din surse geotermale, de la TRANSGEX. Sistemul de transport şi distribuţie va fi reabilitat. Depozitul existent de zgură şi cenuşă se va conforma la mediu. Va fi realizat un depozit nou de zgură şi cenuşă şi o instalaţie de evacuare în şlam dens.

Investiţii în sursă Prevederea de echipamente de mediu pentru capacităţile existente: - arzătoare cu NOx redus la C6 - IDG la C6 - modernizare electrofiltre la C6 Conformarea depozitului de zgură şi cenuşă existent Extinderea depozitului de zgură şi cenuşă Reabilitarea de capacităţi în CET existent (C6) Prevederea unei instalaţii noi cu turbină cu gaze şi cazan recuperator de căldură (18 MWe + 32,6 MWt, cu ardere suplimentară) dimensionată pentru vară Prevederea unei turbine cu abur nouă de 50 MW, care va înlocui turbina existentă TA5 Instalarea a 2 cazane de apă fierbinte noi, de 87,2 MWt fiecare, pe gaze naturale (În sursa existentă se menţin în funcţiune: C1, TA1, C6) Investiţii în SRE: Surse noi geotermale (cca 6,4 MWt) Reabilitarea sist. de transport şi distribuţie

Opţiunea 4

În CET Oradea se va instala un grup nou pe lignit, în cogenerare, care va funcţiona iarna, o instalaţie cu turbină cu gaze şi cazan recuperator dimensionat pentru vară şi cazane de apă fierbinte. O parte din capacităţile existente pe gaze vor continua să funcţioneze pentru vârful de sarcină. Se va produce şi energie termică în surse geotermale noi care va acoperi o mică parte din necesarul de vară şi iarnă. Se păstrează şi alimentarea actuală cu energie termică din surse geotermale, de la TRANSGEX. Sistemul de transport şi distribuţie va fi reabilitat. Depozitul existent de zgură şi cenuşă se va conforma la mediu. Va fi realizat un depozit nou de zgură şi cenuşă şi o istalaţie de evacuare în şlam dens.

Investiţii în sursă Prevederea de echipamente de mediu pentru capacităţile existente: - arzătoare cu NOx redus la C3 Conformarea depozitului de zgură şi cenuşă existent Extinderea depozitului de zgură şi cenuşă Reabilitarea de capacităţi în CET existent (C1, C3, TA1, TA3) Instalarea unui grup nou de cogenerare pe lignit, care cuprinde un cazan de abur 350t/h tip ASF şi o turbină cu abure 50 MW) Prevederea unei instalaţii noi cu turbină cu gaze şi cazan recuperator de căldură (18 MWe + 32,6 MWt, cu ardere suplimentară) dimensionată pentru vară (În sursa existentă se menţin în funcţiune: C1, TA1, C3, TA3) Investiţii în SRE: Surse noi geotermale (cca 6,4 MWt) Reabilitarea sist. de transport şi distribuţie


125



Opţiunea 5

În CET Oradea se va instala un grup nou pe lignit, în cogenerare, care va funcţiona iarna cu contrapresiune şi vara în condensaţie. O parte din capacităţile existente pe gaze vor continua să funcţioneze pentru vârful de sarcină. Se va produce şi energie termică în surse geotermale noi care va acoperi o mică parte din necesarul de vară şi iarnă. Se păstrează şi alimentarea actuală cu energie termică din surse geotermale, de la TRANSGEX. Sistemul de transport şi distribuţie va fi reabilitat. Depozitul existent de zgură şi cenuşă se va conforma la mediu. Va fi realizat un depozit nou de zgură şi cenuşă şi o istalaţie de evacuare în şlam dens.

Investiţii în sursă Prevederea de echipamente de mediu pentru capacităţile existente: - arzătoare cu NOx redus la C3 Conformarea depozitului de zgură şi cenuşă existent Extinderea depozitului de zgură şi cenuşă Reabilitarea de capacităţi în CET existent (C1, C3, TA1, TA3) Instalarea unui grup nou de cogenerare pe lignit, care cuprinde un cazan de abur 280t/h tip ASF şi o turbină cu abure 40 MW) (În sursa existentă se menţin în funcţiune: C1, TA1, C3, TA3) Investiţii în SRE: Surse noi geotermale (cca 6,4 MWt) Reabilitarea sistemului de transport şi distribuţie

Opţiunea 6

Se va echipa CET Oradea cu un ciclu combinat abur-gaze şi instalaţie cu turbină cu gaze şi cazan recuperator dimensionat pentru vară. O parte din capacităţile existente pe gaze vor continua să funcţioneze pentru vârful de sarcină. Se va produce şi energie termică în surse geotermale noi care va acoperi o mică parte din necesarul de vară şi iarnă. Se păstrează şi alimentarea actuală cu energie termică din surse geotermale, de la TRANSGEX. Sistemul de transport şi distribuţie va fi reabilitat. Depozitul existent de zgură şi cenuşă se va conforma la mediu. Va fi realizat un depozit nou de zgură şi cenuşă şi o istalaţie de evacuare în şlam dens.

Investiţii în sursă Conformarea depozitului de zgură şi cenuşă existent Reabilitarea de capacităţi în CET existent (C1, TA1) Instalarea unui ciclu combinat abur-gaze de cca 133 MWe+116,3 MWt, care va funcţiona iarna Prevederea unei instalaţii noi cu turbină cu gaze şi cazan recuperator de căldură (18 MWe + 32,6 MWt, cu ardere suplimentară) dimensionată pentru vară Instalarea a 2 cazane de apă fierbinte noi, de 87,2 MWt fiecare, pe gaze naturale Instalarea unui cazan de abur de 12 t/h pentru asigurarea apei de adaos în reţeaua de termoficare pe perioada de vară (În sursa existentă se menţin în funcţiune: C1, TA1) Investiţii în SRE: Surse noi geotermale (cca 6,4 MWt) Reabilitarea sistemului de transport şi distribuţie


126



Opţiunea 7

Se va echipa CET Oradea cu două instalaţii cu turbină cu gaze şi cazan recuperator: una dimensionată pentru iarnă şi una dimensionată pentru vară. O parte din capacităţile existente pe gaze vor continua să funcţioneze pentru acoperirea curbei de sarcină. Vârful de sarcină va fi asigurat din 2 cazane de apă fierbinte pe gaze. Se va produce şi energie termică în surse geotermale noi care va acoperi o mică parte din necesarul de vară şi iarnă. Se păstrează şi alimentarea actuală cu energie termică din surse geotermale, de la TRANSGEX. Sistemul de transport şi distribuţie va fi reabilitat. Depozitul existent de zgură şi cenuşă se va conforma la mediu.

Investiţii în sursă Conformarea depozitului de zgură şi cenuşă existent Reabilitarea de capacităţi în CET existent (C1, TA1) Prevederea unei instalaţii noi cu turbină cu gaze şi cazan recuperator de căldură (80 MWe + 116,3 MWt, cu ardere suplimentară), care va funcţiona iarna Prevederea unei instalaţii noi cu turbină cu gaze şi cazan recuperator de căldură (18 MWe + 32,6 MWt, cu ardere suplimentară) dimensionată pentru vară Instalarea a 2 cazane de apă fierbinte noi, de 87,2 MWt fiecare, pe gaze naturale Instalarea unui cazan de abur de 12 t/h pentru asigurarea apei de adaos în reţeaua de termoficare pe perioada de vară (În sursa existentă se menţin în funcţiune: C1, TA1) Investiţii în SRE: Surse noi geotermale (cca 6,4 MWt) Reabilitarea sistemului de transport şi distribuţie

Opţiunea 8

Se va echipa CET Oradea cu o instalaţie cu turbină cu gaze şi cazan recuperator dimensionată pentru vară şi cu cazane de apă fierbinte pe gaze naturale Se va produce şi energie termică în surse geotermale noi care va acoperi o mică parte din necesarul de vară şi iarnă. Se păstrează şi alimentarea actuală cu energie termică din surse geotermale, de la TRANSGEX. Sistemul de transport şi distribuţie va fi reabilitat. Depozitul existent de zgură şi cenuşă se va conforma la mediu.

Investiţii în sursă Conformarea depozitului de zgură şi cenuşă existent Prevederea unei instalaţii noi cu turbină cu gaze şi cazan recuperator de căldură (18 MWe + 32,6 MWt, cu ardere suplimentară) dimensionată pentru vară Instalarea a 2 cazane de apă fierbinte noi, de 116,3 MWt fiecare, pe gaze naturale şi păcură Instalarea unui cazan de apă fierbinte nou, de 87,2 MWt, pe gaze naturale Instalarea a 3 cazane de abur de 14 t/h pentru asigurarea apei de adaos în reţeaua de termoficare (În sursa existentă se menţin în funcţiune: C1, TA1, doar pentru producere sezonieră de abur industrial) Investiţii în SRE: Surse noi geotermale (cca 6,4 MWt) Reabilitarea sistemului de transport şi distribuţie


127

Scenariul I. Opţiunea 1 Concepţia în Scenariul I - Opţiunea 1 Concepţia aceste opţiuni constă în valorificarea structurii existente, prin prevederea de

reabilitări şi de echipamente de mediu, pentru creşterea eficienţei şi reducerea poluării, asigurând durata de viaţă.

În CET Oradea actual se menţin în funcţiune capacităţile existente, cu excepţia cazanelor de abur C4 şi C5, pe lignit, şi a turbinei cu abur TA4. Combustibilii de bază pentru CET Oradea vor fi lignitul şi gazele naturale.

Se menţine în funcţiune sistemul de transport şi distribuţie. Se valorifică potenţialul geotermal prin dezvoltarea producerii de energie termică din surse noi

geotermale. Concepţia Opţiunii 1 este prezentată schematic în Anexa 13. Evaluarea în Scenariul I - Opţiunea 1 Nivelul capacităţilor menţinute în funcţiune în CET Oradea poate asigura necesarul de energie

termică. Reabilitarea capacităţilor existente pe gaze naturale, care au o durată de funcţionare totală de cca 250.000 ore, va conduce la mărirea duratei de viaţă necesară pentru funcţionarea acestora pe perioada de analiză. Această reabilitare nu va putea conduce însă la o creştere semnificativă a eficienţei energetice a acestora. Ca urmare, emisiile de CO2 vor avea un nivel ridicat.

Prevederea de arzătoare cu NOx redus la cazanele de abur C2 şi C3 va conduce la respectarea cerinţelor de mediu pe partea de emisii de NOx, şi nu pune probleme de implementare.

Cazanul de abur C6, pe lignit, este menţinut în funcţiune deoarece are cea mai mică durată de funcţionare (cca 100.000 ore). Prevederea instalaţiei de desulfurare a gazelor de ardere la acest cazan, necesară pentru conformarea la mediu, va pune probleme la realizarea efectivă a acesteia, din cauza condiţiilor locale din amplasament (spaţiu restrâns, legături tehnologice existente).

Funcţionarea centralei pe doi combustibili constituie un avantaj din punct de vedere al securităţii alimentării cu combustibil, precum şi prin posibilitatea de variere a structurii combustibilului funcţie de preţul de achiziţie al lignitului şi gazelor naturale.

Dezvoltarea producerii de energie termică din surse geotermale, chiar dacă nivelul sarcinii termice este relativ scăzut (cca 5 Gcal/h) va contribui la reducerea sarcinii centralei pe combustibili fosili, deci va contribui la reducerea emisiilor, în special a emisiilor de CO2.

Reabilitarea sistemului de transport şi distribuţie, care are pierderi în prezent de cca 26% în transport şi cca 13% în distribuţie, şi aducere acestuia la un nivel de pierderi de cca 15%, va conduce de asemenea la reducerea consumului la limita centralei pe combustibili fosili, cu efecte pozitive asupra mediului.

Lucrările de conformare la mediu a depozitului existent de zgură şi cenuşă sunt necesare din punct de vedere al protecţiei mediului.

Evacuarea zgurii şi cenuşii rezultate din funcţionarea cazanului de abur C6 va fi realizată în soluţie cu şlam dens, ceea ce va avea un efect pozitiv asupra mediului.

Descriere tehnică pentru Scenariul I - Opţiunea 1, cu referire la utilizarea BAT În CET Oradea sunt menţinute în funcţiune următoarele echipamente:

• cazanele de abur C1, C2 şi C3, cu funcţionare pe gaze natural; • cazanul de abur C6, cu funcţionare pe lignit; • turbinele cu abur TA1, TA2, TA3 şi TA5.

Cazanele de abur C1, C2, C3 şi C6 vor fi reabilitate pentru asigurarea funcţionării pe perioada de analiză. În acelaşi mod vor fi reabilitate şi turbinele cu abur TA1, TA2, TA3 şi TA5.

Cazanele de abur C2 şi C3 vor fi echipate cu arzătoare cu NOx redus. Cazanul de abur C6 va fi prevăzut cu instalaţie de desulfurare a gazelor de ardere şi cu

echipament pentru reducerea nivelului pulberilor. Măsurile propuse sunt în concordanţă cu cerinţele BREF-BAT prezentate în paragraful 4.3.1. Depozitul existent de zgură şi cenuşă va fi închis şi se vor realiza lucrările necesare pentru

conformare la mediu. Lucrările de conformare prevăzute a fi executate sunt: lucrări de copertare şi amenajare a suprafeţei superioare a depozitului;


128

lucrări de captare şi evacuare a apelor infiltrate; lucrări de captare şi evacuare a apelor pluviale; lucrări de monitorizare; lucrări de amenajare şi întreţinere post închidere.

Lucrările de amenajare şi întreţinere post închidere nu sunt incluse în investiţie, ele constituind cheltuieli.

Pentru cazanul de abur C6 va fi realizată o instalaţie de evacuare a zgurii şi cenuşii în soluţie de şlam dens (respectiv amestec cu o cantitate foarte mică de apă).

Depozitarea zgurii şi cenuşii va fi realizată prin supraînălţarea depozitului existent. Schema termică de principiu a SC Electrocentrale SA Oradea pentru Opţiunea 1 este prezentată

în Anexa 14. Se va păstra alimentarea actuală cu energie termică din surse geotermale, de la TRANSGEX

(cca 1-2 Gcal/h). Energia termică achiziţionată de la TRANSGEX este introdusă în sistemul de distribuţie.

Se vor realiza 3 foraje noi pentru extragerea apei geotermale, se prevăd capacităţi de extractie, injectie şi repompare apa geotermală, sonde şi unităţi de pompare şi se vor realiza şi echipa puncte termice cu schimbătoare de căldură pentru preluarea căldurii din apa geotermală. Apa fierbinte rezultată va fi introdusă în sistemul de distribuţie.

Sursele geotermale noi vor contribui la reducerea consumului de combustibili fosili, cu reducerea corespunzătoare a emisiilor poluante, în special a emisiilor de CO2.

Se va reabilita sistemului de transport şi distribuţie. Modul de acoperire a sarcinii termice în Scenariul I - Opţiunea 1 Modul de acoperire a sarcinii termice la limita centralei, din sursele CET Oradea pe

combustibili fosili este ilustrat grafic în Anexa 15. Scenariul I. Opţiunea 2 Concepţia în Scenariul I - Opţiunea 2 Diferenţele faţă de Opţiunea 1 sunt următoarele:

• renunţarea la menţinerea în funcţiune a cazanului de abur C2 pe gaze naturale; • înlocuirea turbinei cu abur TA5, ajunsă la limita duratei de viaţă, cu o turbină nouă de aceeaşi

putere; • echiparea CET Oradea cu o instalaţie nouă cu turbină cu gaze (ITG) şi cazan recuperator,

dimensionată pentru necesarul de vară. Cazanul este prevăzut cu o cotă rezonabilă de ardere suplimentară, de cca 20%, pentru preluarea variaţiilor de sarcină. ITG este dimensionat pentru necesarul mediu vara, pentru necesarul maxim vara luând în considerare şi acumularea în reţea.

Concepţia Opţiunii 2 este prezentată schematic în Anexa 13. Evaluarea în Scenariul I - Opţiunea 2 Nivelul capacităţilor menţinute în funcţiune în CET Oradea poate asigura necesarul de energie

termică. Reabilitarea capacităţilor existente pe gaze naturale, care au o durată de funcţionare totală de

cca 250.000 ore, va conduce la mărirea duratei de viaţă necesară pentru funcţionarea acestora pe perioada de analiză. Această reabilitare nu va putea conduce însă la o creştere semnificativă a eficienţei energetice a acestora. Ca urmare, emisiile de CO2 vor avea un nivel ridicat.

Prevederea de arzătoare cu NOx redus la cazanele de abur C3 şi C6 va conduce la respectarea cerinţelor de mediu pe partea de emisii de NOx, şi nu pune probleme de implementare.


Prevederea în CET Oradea a unei instalaţii cu turbină cu gaze şi cazan recuperator vor conduce la creşterea eficienţei producerii energiei termice, cu impact pozitiv asupra mediului. O parte a energiei


129

termice produse va fi produsă mult mai eficient decât în cazul funcţionării numai a echipamentelor actuale.

Funcţionarea centralei pe doi combustibili constituie un avantaj din punct de vedere al securităţii alimentării cu combustibil, precum şi prin posibilitatea de variere a structurii combustibilului funcţie de preţul de achiziţie al lignitului şi gazelor naturale.





Descriere tehnică pentru Scenariul I - Opţiunea 2, cu referire la utilizarea BAT În CET Oradea se instalează următoarele echipamente noi:

• Instalaţie de turbină cu gaze (ITG) şi cazan recuperator, cca 18 MW + 32,6 MWt Măsura propusă este în concordanţă cu cerinţele BREF-BAT prezentate în paragraful 4.3.1. Instalaţia cu turbină cu gaze şi cazan recuperator va funcţiona întregul an. Energia electrică este

strict corespunzătoare energiei termice produse, fiind produsă în totalitate în cogenerare. Se mai prevede 1 cazan de abur de 10 t/h necesar pentru prepararea apei de adaos vara. În CET Oradea sunt menţinute în funcţiune următoarele echipamente:

cazanele de abur C1 şi C3, cu funcţionare pe gaze naturale cazanul de abur C6, cu funcţionare pe lignit turbinele cu abur TA1, TA3 şi TA5.

Cazanele de abur C1, C3 şi C6 vor fi reabilitate pentru asigurarea funcţionării pe perioada de analiză. În acelaşi mod vor fi reabilitate şi turbinele cu abur TA1 şi TA3. Turbina cu abur TA5 va fi înlocuită cu o turbină nouă de aceeaşi putere.

Cazanele de abur C3 şi C6 vor fi echipate cu arzătoare cu NOx redus. Cazanul de abur C6 va fi prevăzut cu instalaţie de desulfurare a gazelor de ardere şi cu

echipament pentru reducerea nivelului pulberilor. Măsurile propuse sunt în concordanţă cu cerinţele BREF-BAT prezentate în paragraful 4.3.1. Depozitul existent de zgură şi cenuşă va fi închis şi se vor realiza lucrările necesare pentru

conformare la mediu. Lucrările de conformare prevăzute a fi executate sunt: • Lucrări de copertare şi amenajare a suprafeţei superioare a depozitului; • Lucrări de captare şi evacuare a apelor infiltrate; • Lucrări de captare şi evacuare a apelor pluviale; • Lucrări de monitorizare; • Lucrări de amenajare şi întreţinere post închidere.







130

Se vor realiza 3 foraje noi pentru extragerea apei geotermale, se prevăd capacităţi de extracţie, injecţie şi repompare apa geotermală, sonde şi unităţi de pompare şi se vor realiza şi echipa puncte termice cu schimbătoare de căldură pentru preluarea căldurii din apa geotermală. Apa fierbinte rezultată va fi introdusă în sistemul de distribuţie.


Se va reabilita sistemului de transport şi distribuţie. Modul de acoperire a sarcinii termice în Scenariul I - Opţiunea 2 Instalaţia cu turbină cu gaze şi cazan recuperator va funcţiona în bază, acoperind o parte din

necesar. Restul energiei termice este livrată din echipamentele existente. Modul de acoperire a sarcinii termice la limita centralei, din sursele CET Oradea pe

combustibili fosili este ilustrat grafic în Anexa J. Scenariul I. Opţiunea 3 Concepţia în Scenariul I - Opţiunea 3 Concepţia aceste opţiuni constă de asemenea în valorificarea structurii existente, prin

prevederea de reabilitări şi de echipamente de mediu, pentru creşterea eficienţei şi reducerea poluării, asigurând durata de viaţă.

În CET Oradea actual se menţin în funcţiune, dintre capacităţile existente, cazanul de abur C6 pe lignit şi turbina cu abur TA5, care va fi înlocuită cu o turbină cu abur nouă. Cazanul de abur C1 pe gaze naturale şi turbina cu abur TA1 se menţin în funcţiune, fără reabilitare, pentru asigurarea consumului sezonier de abur.

Combustibilii de bază pentru CET Oradea vor fi lignitul şi gazele naturale. CET Oradea se echipează cu o instalaţie nouă cu turbină cu gaze (ITG) şi cazan recuperator,

dimensionată pentru necesarul de vară. Cazanul este prevăzut cu o cotă rezonabilă de ardere suplimentară, de cca 20%, pentru preluarea variaţiilor de sarcină. ITG este dimensionat pentru necesarul mediu vara, pentru necesarul maxim vara luând în considerare şi acumularea în reţea.

Pentru vârf se prevăd cazane de apă fierbinte. Se menţine în funcţiune sistemul de transport şi distribuţie. Se valorifică potenţialul geotermal prin dezvoltarea producerii de energie termică din surse noi

geotermale. Concepţia Opţiunii 3 este prezentată schematic în Anexa 13. Evaluarea în Scenariul I - Opţiunea 3 Prevederea în CET Oradea a unei instalaţii cu turbină cu gaze şi cazan recuperator vor conduce

la creşterea eficienţei producerii energiei termice, cu impact pozitiv asupra mediului. O parte a energiei termice produse va fi produsă mult mai eficient decât în cazul funcţionării echipamentelor actuale.


Reabilitarea cazanului de abur existent pe gaze naturale C6 va conduce la mărirea duratei de viaţă necesară pentru funcţionarea acestuia pe perioada de analiză. Reabilitarea nu va putea conduce însă la o creştere semnificativă a eficienţei energetice a acestuia. Ca urmare, emisiile de CO2 vor avea un nivel ridicat.

Înlocuirea turbinei cu abur TA5 ajunsă la limita duratei de viaţă cu o turbină cu abur nouă, de aceeaşi putere, cu un consum specific de căldură mai mic, va conduce la reducerea consumul de combustibil, deci la reducerea emisiilor poluante.

Prevederea de arzătoare cu NOx redus este necesară doar pentru cazanul de abur C6 şi va conduce la respectarea cerinţelor de mediu pe partea de emisii de NOx. Această intervenţie nu pune probleme de implementare.


131

Funcţionarea centralei pe doi combustibili constituie un avantaj din punct de vedere al securităţii alimentării cu combustibil.





Descriere tehnică pentru Scenariul I - Opţiunea 3, cu referire la utilizarea BAT În CET Oradea se instalează următoarele echipamente noi:

• Instalaţie de turbină cu gaze (ITG) şi cazan recuperator, cca 18 MWe + 32,6 MWt. Măsura propusă este în concordanţă cu cerinţele BREF-BAT prezentate în paragraful 4.3.1.

• 2 cazane de apă fierbinte de 87,2 MWt fiecare. Instalaţia cu turbină cu gaze şi cazan recuperator va funcţiona întregul an. Energia electrică este

strict corespunzătoare energiei termice produse, fiind produsă în totalitate în cogenerare. Cazanele de apă fierbinte vor funcţiona doar iarna, în regim de vârf.

În CET Oradea sunt menţinute în funcţiune următoarele echipamente: cazanele de abur C1 cu funcţionare pe gaze naturale (doar pentru producere de abur); cazanul de abur C6, cu funcţionare pe lignit; turbinele cu abur TA1 şi TA5.

Cazanul de abur C6 va fi reabilitat pentru asigurarea funcţionării pe perioada de analiză. Turbina cu abur TA5 va fi înlocuită cu o turbină nouă de aceeaşi putere.

Cazanul de abur C6 va fi echipat cu arzătoare cu NOx redus şi va fi prevăzut cu instalaţie de desulfurare a gazelor de ardere şi cu echipament pentru reducerea nivelului pulberilor.

Măsurile propuse sunt în concordanţă cu cerinţele BREF-BAT prezentate în paragraful 4.3.1. Depozitul existent de zgură şi cenuşă va fi închis şi se vor realiza lucrările necesare pentru

conformare la mediu. Lucrările de conformare prevăzute a fi executate sunt: • Lucrări de copertare şi amenajare a suprafeţei superioare a depozitului; • Lucrări de captare şi evacuare a apelor infiltrate; • Lucrări de captare şi evacuare a apelor pluviale; • Lucrări de monitorizare; • Lucrări de amenajare şi întreţinere post închidere.








132


Se va reabilita sistemului de transport şi distribuţie. Modul de acoperire a sarcinii termice în Scenariul I - Opţiunea 3 Instalaţia cu turbină cu gaze şi cazan recuperator va funcţiona în bază, acoperind o parte din

necesar. Restul energiei termice este livrată din celelalte echipamente noi şi existente. Modul de acoperire a sarcinii termice la limita centralei, din sursele CET Oradea pe

combustibili fosili este ilustrat grafic în Anexa 15. Scenariul I. Opţiunea 4 Concepţia în Scenariul I - Opţiunea 4 Modul alimentare cu energie termică în cadrul acestei opţiuni este în sistem centralizat. Concepţia aceste opţiuni constă în valorificarea lignitului existent în zonă în echipamente

moderne, cu eficienţă ridicată precum şi în optimizarea livrării de energie termică vara dintr-o capacitate dimensionată conform necesarului şi cu eficienţă ridicată.

În CET Oradea se instalează un cazan de abur nou pe lignit, cu parametrii aburului 350 t/h, 137 bar, 540ºC şi o turbină cu abur nouă cu puterea de 55 MW, în contrapresiune.

Tehnologia aleasă pentru cazanul de abur este cu ardere în strat fluidizat, pentru evitarea echipării cu instalaţie de desulfurare a gazelor de ardere, din cauza aspectelor legate de spaţiu în amplasament.

Noul grup este dimensionat astfel încât să poată funcţiona cât mai mult pe perioada de încălzire la sarcina termică apropiată de cea nominală, în vederea eficientizării funcţionării. Dimensionarea grupului a rezultat din analiza înregistrărilor orare statistice din anii precedenţi, luând în considerare reducerea consumului prin reducerea pierderilor în sistemul de transport şi distribuţie. De asemenea s-a avut în vedere faptul că eficienţa ridicată se obţine pentru capacităţi cât mai mari.

A rezultat astfel alegerea unei turbine cu abur cu contrapresiune, pentru care investiţia este mai redusă decât în cazul unei turbine de abur cu condensaţie, iar energia electrică este produsă în totalitate în cogenerare.

CET Oradea se echipează şi cu o instalaţie nouă cu turbină cu gaze (ITG) şi cazan recuperator, dimensionată pentru necesarul de vară. Cazanul este prevăzut cu o cotă rezonabilă de ardere suplimentară, de cca 20%, pentru preluarea variaţiilor de sarcină. ITG este dimensionat pentru necesarul mediu vara, pentru necesarul maxim vara luând în considerare şi acumularea în reţea.

În CET Oradea actual se menţin în funcţiune cazanele de abur C1 şi C3, pe gaze naturale şi turbinele cu abur TA2 şi TA3.

Combustibilii de bază pentru CET Oradea vor fi lignitul şi gazele naturale. Se menţine în funcţiune sistemul de transport şi distribuţie. Se valorifică potenţialul geotermal prin dezvoltarea producerii de energie termică din surse noi

geotermale. Concepţia Opţiunii 4 este prezentată schematic în Anexa 13. Evaluarea opţiunii 4 Prevederea în CET Oradea a unui grup nou pe cărbune şi a unei instalaţii cu turbină cu gaze şi

cazan recuperator vor conduce la creşterea eficienţei producerii energiei termice, cu impact pozitiv asupra mediului. O parte însemnată a energiei termice produse va fi produsă mult mai eficient decât în cazul funcţionării echipamentelor actuale.

Reabilitarea celor două cazane de abur existente pe gaze naturale (C1, C2) şi a turbinelor cu abur TA1 şi TA2, va conduce la mărirea duratei de viaţă necesară pentru funcţionarea acestora pe perioada de analiză. Reabilitarea nu va putea conduce însă la o creştere semnificativă a eficienţei energetice a acestora. Ca urmare, emisiile de CO2 vor avea un nivel ridicat.



133



Reabilitarea sistemului de transport şi distribuţie, care are pierderi în prezent de cca 26% în transport şi cca 13% în distribuţie, şi aducere acestuia la un nivel de pierderi totale de cca 15%, va conduce de asemenea la reducerea consumului la limita centralei pe combustibili fosili, cu efecte pozitive asupra mediului.



Descriere tehnică pentru opţiunea 3, cu referire la utilizarea BAT În CET Oradea se instalează următoarele echipamente noi:

• Grup nou de cogenerare format din cazan de abur pe lignit cu parametrii aburului 350 t/h, 137 bar, 540ºC, tip ASF şi turbină cu abur cu puterea electrică 55 MW, în contrapresiune;

• Instalaţie de turbină cu gaze (ITG) şi cazan recuperator, cca 18 MWe + 32,6 MWt. Aceste măsuri propuse sunt în concordanţă cu cerinţele BREF-BAT prezentate în paragraful

4.3.1. Grupul nou pe lignit va funcţiona doar iarna. Instalaţia cu turbină cu gaze şi cazan recuperator va funcţiona întregul an. Energia electrică este strict corespunzătoare energiei termice produse, fiind produsă în totalitate

în cogenerare. În CET Oradea sunt menţinute în funcţiune următoarele echipamente:

cazanele de abur C1 şi C3, cu funcţionare pe gaze natural; turbinele cu abur TA1 şi TA3.

Cazanele de abur C1 şi C3 vor fi reabilitate pentru asigurarea funcţionării pe perioada de analiză. În acelaşi mod vor fi reabilitate şi turbinele cu abur TA1 şi TA3.

Cazanul de abur C3 vor fi echipate cu arzătoare cu NOx redus, măsură în conformitate cu cerinţele BREF-BAT.

Depozitul existent de zgură şi cenuşă va fi închis şi se vor realiza lucrările necesare pentru conformare la mediu. Lucrările de conformare prevăzute a fi executate sunt: • lucrări de copertare şi amenajare a suprafeţei superioare a depozitului; • lucrări de captare şi evacuare a apelor infiltrate; • lucrări de captare şi evacuare a apelor pluviale; • lucrări de monitorizare; • lucrări de amenajare şi întreţinere post închidere.


Pentru cazanul de abur nou pe lignit va fi realizată o instalaţie de evacuare a zgurii şi cenuşii în soluţie de şlam dens (respectiv amestec cu o cantitate foarte mică de apă).

Depozitarea zgurii şi cenuşii va fi realizată prin supraînălţarea depozitului existent. Investiţia în supraînălţarea depozitului este mai mică decât în Opţiunea 1, datorită cantităţii mai mici de cenuşă evacuată, ca urmare a eficienţei mai ridicate.

Schema termică de principiu a SC Electrocentrale Oradea SA pentru Opţiunea 3 este prezentată în Anexa 14.

Se va păstra alimentarea actuală cu energie termică din surse geotermale, de la TRANSGEX (cca 1-2 Gcal/h). Energia termică achiziţionată de la TRANSGEX este introdusă în sistemul de distribuţie.

Se vor realiza 3 foraje noi pentru extragerea apei geotermale, se prevăd capacităţi de extractie, injectie şi repompare apa geotermală, sonde şi unităţi de pompare şi se vor realiza şi echipa puncte


134

termice cu schimbătoare de căldură pentru preluarea căldurii din apa geotermală. Apa fierbinte rezultată va fi introdusă în sistemul de distribuţie.

Atât grupul de cogenerare cât şi sursele geotermale noi vor contribui la reducerea consumului de combustibili fosili, cu reducerea corespunzătoare a emisiilor poluante, în special a emisiilor de CO2.

Se va reabilita sistemului de transport şi distribuţie. Modul de acoperire a sarcinii termice în opţiunea 4 Pe perioada de vară necesarul va fi acoperit în totalitate din instalaţia cu turbină cu gaze şi

cazan recuperator. Pe perioada de iarnă, vor funcţiona în bază, grupul nou pe lignit şi instalaţia cu turbină cu gaze

şi cazan recuperator. Restul energiei termice este livrată din echipamentele existente, care vor funcţiona în vârf. Modul de acoperire a sarcinii termice la limita centralei, din sursele CET Oradea pe

combustibili fosili şi grupul de cogenerare cu funcţionare pe deşeuri municipale este ilustrat grafic în Anexa 15.

Scenariul I. Opţiunea 5 Concepţia în Scenariul I - Opţiunea 5 Concepţia aceste opţiuni constă în valorificarea lignitului existent în zonă în echipamente

moderne, cu eficienţă ridicată precum şi în optimizarea livrării de energie termică vara dintr-o capacitate dimensionată conform necesarului şi cu eficienţă ridicată. Diferenţa faţă de Opţiunea 4 este dată de modul de asigurare a necesarului vara.

În CET Oradea se instalează un cazan de abur nou pe lignit, cu parametrii aburului 280 t/h, 137 bar, 540ºC şi o turbină cu abur nouă cu puterea de 40 MW. Turbina cu abur va funcţiona în contrapresiune iarna şi în condensaţie vara. În vederea acestei funcţionări, cazanul de abur este dimensionat la o capacitate mai mică şi este construit cu două corpuri. Aceasta va permite funcţionarea vara cu un minim de energie electrică produsă în condensaţie

Tehnologia aleasă pentru cazanul de abur este cu ardere în strat fluidizat, pentru evitarea echipării cu instalaţie de desulfurare a gazelor de ardere, din cauza aspectelor legate de spaţiu în amplasament.

Noul grup este dimensionat astfel încât să poată funcţiona cât mai mult pe perioada de încălzire la sarcina termică apropiată de cea nominală, în vederea eficientizării funcţionării. Dimensionarea grupului a rezultat din analiza înregistrărilor orare statistice din anii precedenţi, luând în considerare reducerea consumului prin reducerea pierderilor în sistemul de transport şi distribuţie. De asemenea, s-a avut în vedere faptul că eficienţa ridicată se obţine pentru capacităţi cât mai mari.

În CET Oradea actual se menţin în funcţiune cazanele de abur C1 şi C3, pe gaze naturale şi turbinele cu abur TA2 şi TA3.

Combustibilii de bază pentru CET Oradea vor fi lignitul şi gazele naturale. Se menţine în funcţiune sistemul de transport şi distribuţie. Se valorifică potenţialul geotermal prin dezvoltarea producerii de energie termică din surse noi

geotermale. Concepţia Opţiunii 4 este prezentată schematic în Anexa 13. Evaluarea în Scenariul I - Opţiunea 5 Prevederea în CET Oradea a unui grup nou pe cărbune va conduce la creşterea eficienţei

producerii energiei termice, cu impact pozitiv asupra mediului. O parte însemnată a energiei termice produse va fi produsă mult mai eficient decât în cazul funcţionării echipamentelor actuale.

Prevederea noului grup cu turbină cu abur care să poată funcţiona în condensaţie vara, pentru a putea livra energia termică redusă pe perioada de vară va conduce la diminuarea eficienţei energetice pe perioada de vară, consumul de combustibil al unui grup la funcţionarea în condensaţie fiind mult mai mare decât la funcţionarea turbinei cu abur în contrapresiune. De asemenea, eficienţa cazanului de abur va fi mai mică deoarece va funcţiona pe perioada de vară la o sarcină mică, neeconomică.


135

Funcţionarea în regim de vară în condensaţie are ca efect producerea unei cantităţi de energie electrică cu un cost mai mare, care nu va putea fi vândută pe piaţă.

Reabilitarea celor două cazane de abur existente pe gaze naturale (C1, C2) şi a turbinelor cu abur TA1 şi TA2, va conduce la mărirea duratei de viaţă necesară pentru funcţionarea acestora pe perioada de analiză. Reabilitarea nu va putea conduce însă la o creştere semnificativă a eficienţei energetice a acestora. Ca urmare, emisiile de CO2 vor avea un nivel ridicat.




Reabilitarea sistemului de transport şi distribuţie, care are pierderi în prezent de cca 26% în transport şi cca 13% în distribuţie, şi aducere acestuia la un nivel de pierderi totale de cca 15%, va conduce de asemenea la reducerea consumului la limita centralei pe combustibili fosili, cu efecte pozitive asupra mediului.


Evacuarea zgurii şi cenuşii rezultate din funcţionarea cazanului de abur CA6 va fi realizată în soluţie cu şlam dens, ceea ce va avea un efect pozitiv asupra mediului.

Descriere tehnică pentru Scenariul I - Opţiunea 5, cu referire la utilizarea BAT În CET Oradea se instalează un grup nou de cogenerare format din cazan de abur pe lignit cu

parametrii aburului 280 t/h, 137 bar, 540ºC, tip ASF şi turbină cu abur cu puterea electrică 40 MW cu funcţionare în contrapresiune iarna şi în condensaţie vara

Măsura propusă este în concordanţă cu cerinţele BREF-BAT prezentate în paragraful 4.3.1. Grupul nou pe lignit va funcţiona atât iarna, cât şi vara. Energia electrică produsă cuprinde o cantitate produsă în condensaţie, vara. În CET Oradea sunt menţinute în funcţiune următoarele echipamente:

• cazanele de abur C1 şi C3, cu funcţionare pe gaze naturale; • turbinele cu abur TA1 şi TA3.

Cazanele de abur C1 şi C3 vor fi reabilitate pentru asigurarea funcţionării pe perioada de analiză. În acelaşi mod vor fi reabilitate şi turbinele cu abur TA1 şi TA3.

Cazanul de abur C3 vor fi echipate cu arzătoare cu NOx redus, măsură în conformitate cu cerinţele BREF-BAT.

Depozitul existent de zgură şi cenuşă va fi închis şi se vor realiza lucrările necesare pentru conformare la mediu. Lucrările de conformare prevăzute a fi executate sunt:

lucrări de copertare şi amenajare a suprafeţei superioare a depozitului; lucrări de captare şi evacuare a apelor infiltrate; lucrări de captare şi evacuare a apelor pluviale; lucrări de monitorizare; lucrări de amenajare şi întreţinere post închidere.



Depozitarea zgurii şi cenuşii va fi realizată prin supraînălţarea depozitului existent. Investiţia în supraînălţarea depozitului este mai mică decât în Opţiunea 2, datorită cantităţii mai mici de cenuşă evacuată, ca urmare a eficienţei mai ridicate, dar este mai mare decât în Opţiunea 4.



136



Atât grupul de cogenerare cât şi sursele geotermale noi vor contribui la reducerea consumului de combustibili fosili, cu reducerea corespunzătoare a emisiilor poluante, în special a emisiilor de CO2.

Se va reabilita sistemului de transport şi distribuţie. Modul de acoperire a sarcinii termice în opţiunea 4 Pe perioada de vară necesarul va fi acoperit în totalitate din grupul nou pe lignit. Pe perioada de iarnă, vor funcţiona în bază, grupul nou pe lignit şi instalaţia cu turbină cu gaze

şi cazan recuperator. Restul energiei termice este livrată din echipamentele existente. Modul de acoperire a sarcinii termice la limita centralei, din sursele CET Oradea pe

combustibili fosili este ilustrat grafic în Anexa 15. Scenariul I. Opţiunea 6 Concepţia în Scenariul I – Opţiunea 6 Concepţia aceste opţiuni constă în reducerea poluării mediului prin utilizarea drept combustibil

fosil doar a gazului natural, în echipamente moderne, cu eficienţă ridicată precum şi în optimizarea livrării de energie termică vara dintr-o capacitate dimensionată conform necesarului şi cu eficienţă ridicată.

În CET Oradea se instalează un ciclu combinat abur-gaze cu puterea totală de cca 133 MW. Se va produce energie termică în cogenerare. Ciclul combinat reprezintă prima soluţie indicată de BREF-BAT ca măsură de creştere a eficienţei.

Ciclul combinat este dimensionat astfel încât să poată funcţiona cât mai mult pe perioada de încălzire la sarcina termică apropiată de cea nominală, în vederea eficientizării funcţionării. Dimensionarea grupului a rezultat din analiza înregistrărilor orare statistice din anii precedenţi, luând în considerare reducerea consumului prin reducerea pierderilor în sistemul de transport şi distribuţie.

CET Oradea se echipează şi cu o instalaţie nouă cu turbină cu gaze (ITG) şi cazan recuperator, dimensionată pentru necesarul de vară. Cazanul este prevăzut cu o cotă rezonabilă de ardere suplimentară, de cca 20%, pentru preluarea variaţiilor de sarcină. ITG este dimensionat pentru necesarul mediu vara, pentru necesarul maxim vara luând în considerare şi acumularea în reţea.

Pentru vârf se prevăd cazane de apă fierbinte. În CET Oradea actual se menţin în funcţiune cazanul de abur C1 pe gaze naturale şi turbina cu abur TA1, care va participa cu o mică cotă la acoperirea vârfului.

Combustibilul de bază pentru CET Oradea va fi gazul natural. Se menţine în funcţiune sistemul de transport şi distribuţie. Se valorifică potenţialul geotermal prin dezvoltarea producerii de energie termică din surse noi

geotermale. Concepţia Opţiunii 5 este prezentată schematic în Anexa 13. Evaluarea în Scenariul I – Opţiunea 6 Prevederea în CET Oradea a unor capacităţi noi pe gaze naturale va conduce atât la creşterea

eficienţei producerii energiei termice, cât mai ales, la reducerea impactului asupra mediului faţă de situaţia existentă. O parte însemnată a energiei termice produse va fi produsă mult mai eficient decât în cazul funcţionării echipamentelor actuale.

Ciclul combinat abur-gaze reprezintă cea mai eficientă soluţie tehnică pentru creşterea eficienţei energetice, fapt precizat şi în BREF-BAT.


137

Reabilitarea cazanului de abur existent pe gaze naturale C1 şi a turbinei cu abur TA1 va conduce la mărirea duratei de viaţă necesară pentru funcţionarea acestora pe perioada de analiză. Reabilitarea nu va putea conduce însă la o creştere semnificativă a eficienţei energetice a acestora. Ca urmare, emisiile de CO2 vor avea un nivel ridicat.

Funcţionarea centralei doar pe gaze naturale prezintă dezavantajul dependenţei de variaţia preţului gazelor naturale pe piaţa internaţională, având în vedere descreşterea producţiei interne de gaze naturale.




Descriere tehnică pentru Scenariul I – Opţiunea 6, cu referire la utilizarea BAT În CET Oradea se instalează un ciclu combinat abur-gaze cu puterea totală de cca 133 MW.

Ciclul combinat cuprinde o instalaţie cu turbină cu gaze de cca 88 MW, un cazan recuperator de abur şi o turbină cu abur de cca 45 MW. Turbina cu abur este cu contrapresiune.

Ciclul combinat reprezintă prima soluţie indicată de BREF-BAT ca măsură de creştere a eficienţei.

În CET Oradea se instalează şi o instalaţie de turbină cu gaze şi cazan recuperator, mai mică, de cca 18 MWe + 32,6 MWt dimensionată pentru necesarul de vară. Instalaţia cu turbină cu gaze şi cazan recuperator va funcţiona întregul an.

Energia electrică produsă în noile echipamente este produsă în totalitate în cogenerare. De asemenea, în CET Oradea se instalează două cazane de apă fierbinte cu sarcina termică de

87,2 MWt fiecare. Pentru ca în perioadele de vârf de consum să nu fie depăşit disponibilul orar de gaze naturale, cazanele de apă fierbinte vor funcţiona pe gaze naturale şi păcură.

Se mai prevede un cazan de abur de 12 t/h necesar pentru prepararea apei de adaos vara. În CET Oradea sunt menţinute în funcţiune următoarele echipamente:

• cazanul de abur C1 cu funcţionare pe gaze natural; • turbina cu abur TA1.

Cazanul de abur C1 şi CA3 va fi reabilitat pentru asigurarea funcţionării pe perioada de analiză. În acelaşi mod va fi reabilitată şi turbina cu abur TA1.






Se vor realiza 3 foraje noi pentru extragerea apei geotermale, se prevăd capacităţi de extractie, injectie şi repompare apa geotermală, sonde şi unităţi de pompare şi se vor realiza şi echipa puncte


138

termice cu schimbătoare de căldură pentru preluarea căldurii din apa geotermală. Apa fierbinte rezultată va fi introdusă în sistemul de distribuţie.

Atât grupurile de cogenerare cât şi sursele geotermale noi vor contribui la reducerea consumului de combustibili fosili, cu reducerea corespunzătoare a emisiilor poluante, în special a emisiilor de CO2.

Se va reabilita sistemului de transport şi distribuţie. Modul de acoperire a sarcinii termice în Scenariul I - Opţiunea 6 Pe perioada de vară necesarul va fi acoperit în totalitate din instalaţia mică cu turbină cu gaze şi

cazan recuperator. Pe perioada de iarnă, vor funcţiona în bază ciclul combinat abur-gaze şi instalaţia cu turbină cu

gaze şi cazan recuperator. Restul energiei termice este livrată din cele două cazane de apă fierbinte noi, pe gaze naturale şi

păcură şi din echipamentele existente. Modul de acoperire a sarcinii termice la limita centralei, din sursele CET Oradea pe



CET Oradea se echipează cu o instalaţie nouă cu turbină cu gaze şi cazan recuperator, dimensionată pentru a funcţiona cât mai mult pe perioada de încălzire (iarna) la sarcina termică apropiată de cea nominală, în vederea eficientizării funcţionării. Dimensionarea grupului a rezultat din analiza înregistrărilor orare statistice din anii precedenţi, luând în considerare reducerea consumului prin reducerea pierderilor în sistemul de transport şi distribuţie.

CET Oradea se echipează şi cu o instalaţie nouă cu turbină cu gaze şi cazan recuperator, dimensionată pentru necesarul de vară. Cazanul este prevăzut cu o cotă rezonabilă de ardere suplimentară, de cca 20%, pentru preluarea variaţiilor de sarcină. ITG este dimensionat pentru necesarul mediu vara, pentru necesarul maxim vara luând în considerare şi acumularea în reţea.

Ambele măsuri sunt conform cerinţelor BREF-BAT. În CET Oradea actual se menţine în funcţiune cazanul de abur CA1 pe gaze naturale şi turbina

cu abur TA1. Combustibilul de bază pentru CET Oradea va fi gazul natural. Se menţine în funcţiune sistemul de transport şi distribuţie. Se valorifică potenţialul geotermal prin dezvoltarea producerii de energie termică din surse noi

geotermale. Se valorifică potenţialul biomasei prin instalarea unui grup de cogenerare (cazan de abur şi

turbină cu abur) cu funcţionare pe deşeuri municipale. Concepţia Opţiunii 7 este prezentată schematic în Anexa 13. Evaluarea în Scenariul I – Opţiunea 7 Prevederea în CET Oradea a unor capacităţi noi pe gaze naturale va conduce atât la creşterea

eficienţei producerii energiei termice, cât mai ales, la reducerea impactului asupra mediului faţă de situaţia existentă. O parte însemnată a energiei termice produse va fi produsă mult mai eficient decât în cazul funcţionării echipamentelor actuale.

Diferenţa faţă de Opţiunea 6 constă în înlocuirea ciclului combinat cu o instalaţie cu turbină cu gaze şi cazan recuperator. Această înlocuire este justificată de investiţia mai scăzută necesară în acest caz.

Măsurile sunt conforme cu prevederile BREf-BAT.


139

Reabilitarea cazanului de abur existent pe gaze naturale C1 şi a turbinei cu abur TA1 va conduce la mărirea duratei de viaţă necesară pentru funcţionarea acestora pe perioada de analiză. Reabilitarea nu va putea conduce însă la o creştere semnificativă a eficienţei energetice a acestora. Ca urmare, emisiile de CO2 vor avea un nivel ridicat.

Funcţionarea centralei doar pe gaze naturale prezintă dezavantajul dependenţei de variaţia preţului gazelor naturale pe piaţa internaţională, având în vedere descreşterea producţiei interne de gaze naturale.




Descriere tehnică pentru Scenariul I - Opţiunea 7, cu referire la utilizarea BAT Pentru CET Oradea se prevede o instalaţie de turbină cu gaze şi cazan recuperator care va livra

cca 95 Gcal/h şi cca 80 MW. În CET Oradea se instalează şi o instalaţie mai mică de turbină cu gaze şi cazan recuperator, de

cca 18 MWe + 32,6 MWt, dimensionată pentru necesarul de vară. Această instalaţie cu turbină cu gaze şi cazan recuperator va funcţiona întregul an.

Energia electrică produsă în noile echipamente este produsă în totalitate în cogenerare. De asemenea, în CET Oradea se instalează două cazane de apă fierbinte cu sarcina termică de

87,2 MWt fiecare. Pentru ca în perioadele de vârf de consum să nu fie depăşit disponibilul orar de gaze naturale, cazanele de apă fierbinte vor funcţiona pe gaze naturale şi păcură.

Se mai prevede 1 cazan de abur de 12 t/h necesar pentru prepararea apei de adaos vara. În CET Oradea sunt menţinute în funcţiune următoarele echipamente:

• cazanul de abur C1 cu funcţionare pe gaze natural; • turbina cu abur TA1.

Cazanul de abur CA1 şi turbina cu abur TA1 vor fi reabilitate pentru asigurarea funcţionării pe perioada de analiză.





Depozitarea zgurii şi cenuşii va fi realizată prin supraînălţarea depozitului existent. Investiţia în supraînălţarea depozitului este mai mică decât în Opţiunea 1, datorită cantităţii mai mici de cenuşă evacuată, ca urmare a eficienţei mai ridicate, dar este mai mare decât în Opţiunea 2.




140


Atât grupurile de cogenerare cât şi sursele geotermale noi vor contribui la reducerea consumului de combustibili fosili, cu reducerea corespunzătoare a emisiilor poluante, în special a emisiilor de CO2.

Se va reabilita sistemului de transport şi distribuţie. Modul de acoperire a sarcinii termice în Scenariul I - Opţiunea 7 Pe perioada de vară necesarul va fi acoperit în totalitate din instalaţia mică cu turbină cu gaze şi

cazan recuperator. Pe perioada de iarnă, vor funcţiona în bază ambele instalaţii cu turbină cu gaze şi cazan

recuperator. Restul energiei termice este livrată din cele două cazane de apă fierbinte noi, pe gaze naturale şi

păcură şi din echipamentele existente. Modul de acoperire a sarcinii termice la limita centralei, din sursele CET Oradea pe



La asigurarea consumului de apă fierbinte nu va mai participa nici un echipament existent în prezent în CET Oradea.

Centrala se echipează cu o instalaţie nouă cu turbină cu gaze şi cazan recuperator, dimensionată pentru necesarul de vară. Cazanul este prevăzut cu o cotă rezonabilă de ardere suplimentară, de cca 20%, pentru preluarea variaţiilor de sarcină. ITG este dimensionat pentru necesarul mediu vara, pentru necesarul maxim vara luând în considerare şi acumularea în reţea.

Măsura este conform cerinţelor BREF-BAT. În vederea reducerii efortului investiţional, pentru asigurarea restului de necesar de energie

termică se prevăd cazane de apă fierbinte cu funcţionare pe gaze naturale. În CET Oradea actual se menţin în funcţiune cazanul de abur CA1 pe gaze naturale şi turbina

cu abur TA1, fără reabilitare, care vor fi utilizate doar sezonier, pentru alimentarea unor mici consumatori de abur.

Combustibilul de bază pentru CET Oradea va fi gazul natural. Se menţine în funcţiune sistemul de transport şi distribuţie. Se valorifică potenţialul geotermal prin dezvoltarea producerii de energie termică din surse noi

geotermale. Concepţia Opţiunii 8 este prezentată schematic în Anexa 13. Evaluarea în Scenariul I – Opţiunea 8 Prevederea în CET Oradea a unor capacităţi noi pe gaze naturale va conduce îndeosebi la

reducerea impactului asupra mediului faţă de situaţia existentă, dar şi la creşterea eficienţei producerii energiei termice.

Măsurile sunt conforme cu prevederile BREF-BAT. Centrala va produce o cantitate mai mică de energie electrică comparativ cu celelalte opţiuni,

deoarece cea mai mare parte a energie termice este produsă în cazane de apă fierbinte. Funcţionarea centralei doar pe gaze naturale prezintă dezavantajul dependenţei de variaţia

preţului gazelor naturale pe piaţa internaţională, având în vedere descreşterea producţiei interne de gaze naturale.


141

Pentru a putea funcţiona totuşi şi pe alt combustibil, respectiv păcură, cu evitarea unui efort investiţional într-o instalaţie de desulfurare, se restricţionează funcţionarea pe păcură cu conţinut de sulf < 1% doar pentru cazanele de apă fierbinte, pentru o perioadă de maxim 10 zile pe an, conform prevederilor HG 541/2003.




Descriere tehnică pentru Scenariul I - Opţiunea 8, cu referire la utilizarea BAT În CET Oradea se instalează o instalaţie de turbină cu gaze şi cazan recuperator, de cca 18

MWe + 32,6 MWt dimensionată pentru necesarul vara. Această instalaţie cu turbină cu gaze şi cazan recuperator va funcţiona întregul an. Energia electrică este produsă în totalitate în cogenerare.

De asemenea, în CET Oradea se instalează două cazane de apă fierbinte cu sarcina termică de 116,3 MWt fiecare şi un cazan de apă fierbinte cu sarcina termică de 87,2 MWt Cele două cazane de apă fierbinte de 116,3 MWt vor putea funcţiona atât pe gaze natural, cât şi pe păcură.

Se mai prevăd 3 cazane de abur de 14 t/h fiecare, necesare pentru prepararea apei de adaos. Depozitul existent de zgură şi cenuşă va fi închis şi se vor realiza lucrările necesare pentru

conformare la mediu. Lucrările de conformare prevăzute a fi executate sunt: lucrări de copertare şi amenajare a suprafeţei superioare a depozitului; lucrări de captare şi evacuare a apelor infiltrate; lucrări de captare şi evacuare a apelor pluviale; lucrări de monitorizare; lucrări de amenajare şi întreţinere post închidere.





Atât grupul de cogenerare, cât şi sursele geotermale noi vor contribui la reducerea consumului de combustibili fosili, cu reducerea corespunzătoare a emisiilor poluante, în special a emisiilor de CO2.

Se va reabilita sistemului de transport şi distribuţie. Modul de acoperire a sarcinii termice în Scenariul I - Opţiunea 8 Pe perioada de vară necesarul va fi acoperit în totalitate din instalaţia cu turbină cu gaze şi

cazan recuperator. Pe perioada de iarnă, instalaţia cu turbină cu gaze şi cazan recuperator va funcţiona la bază.

Restul energiei termice este livrată din cele trei cazane de apă fierbinte noi, pe gaze naturale şi păcură. Modul de acoperire a sarcinii termice la limita centralei, din sursele CET Oradea pe

combustibili fosili este ilustrat grafic în Anexa 15.


142

4.3.2.3. Performanţe energetice şi de mediu în Scenariul I În acest paragraf sunt prezentate sintetizat principalele performanţe energetice şi de mediu

prevăzute a se obţine în opţiunile analizate în cadrul Scenariului I. Performanţele nominale ale echipamentelor noi prevăzute în opţiunile analizate sunt estimate

conform bazei de date a softului specializat THERMOFLOW. Baza de date a acestuia cuprind numai echipamente aflate în fabricaţie curentă. Baza de date este actualizată periodic.

Aceste performanţe au fost comparate şi cu performanţele unor echipamente pentru care se deţin oferte de la furnizori de specialitate.

Performanţele echipamentelor existente pleacă de la performanţele actuale şi ţin seama de lucrările de reabilitare prevăzute.

Performanţele anuale pe durata de analiză cuprind, pentru fiecare opţiune, şi pentru fiecare tip de capacitate din cadrul opţiunii (capacităţi existente, capacităţi noi), următoarele:

• Energia termică produsă; • Energia termică vândută; • Energia electrică produsă; • Consumul de servicii interne electrice; • Energia electrică livrată; • Consumul de combustibili; • Eficienţa globală; • Emisii de CO2 generate.

Performanţele anuale, pe perioada de analiză, în opţiunile analizate din cadrul Scenariului I sunt prezentate în Anexa 12.

4.3.2.4. Valoarea investiţiilor în Scenariul I Valorile se bazează pe date obţinute din studii de fezabilitate elaborate de SC ISPE SA, lucrări

de investiţii realizate în Romania în domeniul producerii şi furnizării energiei electrice şi termice, precum şi din literatura de specialitate.

Valorile includ toate lucrările necesare realizării investiţiilor propuse. În valoarea investiţiilor au fost estimate şi cheltuieli pentru management de proiect şi execuţie,

asistenţă tehnică, proiectare, taxe şi cheltuieli neprevăzute. Valorile de investiţie sunt determinate în preţuri la nivelul anului 2009,exclusiv TVA. Valorile lucrărilor de investiţii propuse pentru fiecare opţiune analizată sunt prezentate în

tabelele 4.28 – 4.35.


143

Tabelul 4.28 – Investiţii Scenariul I - Opţiunea 1

Nr. crt.

LUCRĂRI DE INVESTIŢII VALOAREmii EURO

Reabilitare echipamente existente 73.000Reabilitare CA1 + TA1 10.000Reabilitare CA2 +TA2 10.000Reabilitare CA3 +TA3 18.000Reabilitare CA6 +TA5 25.000

1

Instalaţie şlam dens 10.000Echipamente de mediu 50.100

Arzătoare cu NOx redus la CA3 5.000Arzătoare cu NOx redus la CA6 10.000IDG la CA6 30.000

2

Modernizare electrofiltru la CA6 ( reduceri pulberi ) 5.100Depozit zgură şi cenuşă 2.5003

Conformare mediu (închidere depozit) 2.5004 Suprainaltare depozit 1.446

Surse noi geotermale 20.625Investiţii în sonde (3 foraje) 18.000

5

Investiţii în schimbătoare 2.6256 Demolări 150 TOTAL INVESTIŢII ÎN SURSĂ 147.821

Reţele transport, distribuţie şi PT: Reţele primare 41.200Reţele secundare 59.000

7

Puncte termice 31.200 TOTAL INVESTIŢII ÎN REŢELE ŞI PUNCTE TERMICE 131.400 TOTAL SCENARIUL I OPŢIUNEA 1 279.221 TOTAL SCENARIUL I OPŢIUNEA 1 ÎN PREŢURI CURENTE 314.221


144


Nr. crt.


Reabilitare cazane existente 63.000Reabilitare CA1 +TA1 10.000Reabilitare CA3 +TA3 18.000

1

Reabilitare CA6 plus TA noua 35.000Echipamente de mediu 60.100

Arzatoare cu NOx redus la CA3 5.000Arzatoare cu NOx redus la CA6 10.000IDG CA6 30.000Modernizare electrofiltru CA6 5.100

2

Instalatie slam CA6 10.0003 ITG+CR 18 MWe+32,6 MWt 21.0004 CA 1 x 12 t/h pt SI apa adaos termoficare 220

Depozit zgura si cenusa 2.5005 conformare mediu (inchidere depozit) 2.500

6 Depozit nou in slam dens 1.446Surse noi geotermale 20.625

Investitii in sonde 18.0007

Investitii in schimbatoare 2.6258 Demolari 150 TOTAL INVESTITII 169.041

Retele si PT Retele primare 41.200Retele secundare 59.000

9



145


Nr. crt.


Reabilitare echipamente existente 35.0001 Reabilitare CA6 +TA5 nouă 35.000

Echipamente de mediu 55.100Arzătoare cu NOx redus la CA6 10.000IDG la CA6 30.000Modernizare electrofiltru la CA6 ( reduceri pulberi ) 5.100

2

Instalaţie şlam dens 10.0003 ITG + CR 18 MWe + 32,6 MWt 21.0004 CAF 2 x 87,2 MWt pe gaze 9.0005 CA 1 x 12 t/h pt SI apa adaos termoficare 220

Depozit zgură şi cenuşă 2.5006 conformare mediu (închidere depozit) 2.500

7 Suprainaltare depozit 1.446Surse noi geotermale 20.625

Investiţii în sonde (3 foraje) 18.0008



9



146


Nr. crt.


Reabilitare cazane existente 28.000Reabilitare CA1 +TA1 10.000

1

Reabilitare CA3 +TA3 18.000Echipamente de mediu 5.0002

Arzătoare cu NOx redus la CA3 5.0003 Grup nou 55 MW lignit – cazan de 350t/h tip ASF +TA de 55 MW

(inclusiv instalaţie şlam dens) 144.568

4 ITG+CR 18 MWe+32,6 MWt 21.000Depozit zgură şi cenuşă 2.5005

conformare mediu (închidere depozit) 2.5006 Suprainaltare depozit 635

Surse noi geotermale 20.625Investiţii în sonde 18.000

7

Investiţii în schimbătoare 2.6258 Demolări 3.100 TOTAL INVESTIŢII ÎN SURSĂ 225.428


9



147


Nr. crt.


Reabilitare cazane existente 28.000Reabilitare CA1 +TA1 10.000

1

Reabilitare CA3 +TA3 18.000Echipamente de mediu 5.0002

Arzătoare cu NOx redus la CA3 5.0003 Grup nou 40 MW lignit– cazan de 280t/h tip ASF +TA de 40 MW

(inclusiv instalaţie şlam dens) 129.333

Depozit zgură şi cenuşă 2.5004 Conformare mediu (inchidere depozit) 2.500

5 Suprainaltare depozit 635Surse noi geotermale 20.625

Investiţii în sonde 18.0006



8



148


Nr. crt.


Reabilitare cazane existente 10.0001 Reabilitare CA1 +TA1 10.000

2 Ciclu combinat abur-gaze cca 133 MW 120.0003 ITG+CR 18 MWe+32,6 MWt 21.000


5 2 CAF X 87,2 MWt pe gaze 9.0006 Cazan abur 1 x 12 t/h pentru apa adaos 220


7



9



149


Nr. crt.


Reabilitare cazane existente 10.0001 Reabilitare CA1 +TA1 10.000

2 ITG 80 MWe + CR 116,3 MWt 85.6003 ITG+CR 18 MWe+32,6 MWt 21.000


5 2 CAF X 87,2 MWt pe gaze 9.0006 Cazan abur 1 x 12 t/h pentru apa adaos 220


7



9



150


Nr. crt.


1 ITG+CR 18 MWe+32,6 MWt 21.0002 2 CAF X 116,3 MWt pe gaze şi păcură şi 1 CAF X 87,2 MWt pe gaze 15.5003 3 cazane de abur de 14 t/h 1000



5



7


4.3.2.5. Analiza financiară în Scenariul I Prin analiza financiară a opţiunilor se determină opţiunea cea mai bună din punct de vedere al

costului energiei termice livrate şi a suportabilităţii. Analiza reflectă impactul financiar al lucrărilor efectuate în diversele opţiuni. Analiza financiară se elaborează conform metodologiei prezentate în paragraful 4.3.1 şi a

următoarelor elemente: • premisele prezentate în paragraful 4.3.1; • preţurile combustibililor şi certificatelor de emisii de CO2 prezentate în paragraful 4.3.1; • modul de calcul a veniturilor prezentat în paragraful 4.3.1; • modul de calcul a cheltuielilor anuale prezentat în paragraful 4.3.1.

Evoluţia prezumată a preţului energiei electrice livrate Pornind de la metodologia ANRE de departajare a costurilor între energia electrică şi energia

termică produse în cogenerare, s-a stabilit pentru fiecare opţiune în parte evoluţia costului energiei electrice livrate de SC Electrocentrale Oradea SA.

Însă, conform Directivei Parlamentului European şi a Consiliului de modificare a Directivei 2003/87/CE privind schema de comercializare a certificatelor de emisii de gaze cu efect de seră, începând cu anul 2013, nu se va mai acorda alocare gratuită de certificate de emisii de CO2 pentru nici un producător existent sau nou de energie electrică.

Având în vedere cele de mai sus, în proiecţia costului energiei electrice livrate de SC Electrocentrale Oradea SA, începând cu 2013 se va ţine seama şi de costurile determinate de


151

achiziţionarea certificatelor de emisii CO2. Aceste costuri sunt determinate pe baza numărului necesar de certificate de emisii de CO2 aferente energiei electrice şi a preţului certificatului de emisii, conform evoluţiei prezentate în paragraful 4.3.1.

Astfel, începând cu anul 2013, pentru fiecare opţiune în parte, costul energiei electrice stabilit conform metodologiei ANRE se va majora corespunzător prin internalizarea cheltuielilor suplimentare determinate de achiziţia certificatelor de emisii de CO2 aferente producerii energiei electrice. Costurile astfel determinate pentru fiecare opţiune în parte sunt prezentate în fig. 4.6 – 4.13.

E voluția cos tului energ iei elec tric e livrate ‐ S cenariul I, Opțiunea 1

0.0

50.357.0

72.3 74.3 76.3

158.9 158.7172.4 176.8 178.8 180.6 182.5

88.1

114.4 108.3 108.5 108.4 108.4 108.4 108.3 108.2 108.2

44.5

63.9 68.4 70.4

165.5

184.5

0.00

20.00

40.00

60.00

80.00

100.00

120.00

140.00

160.00

180.00

200.00

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

Ani

Euro/M

Wh

C os t energie elec trică conform metodologie ANREC os t CO2 ce va fi internaliz atC os tul total al energiei elec trice livrate Opțiunea 1

Fig. 4.6 – Evoluţia costului energiei electrice livrate din SC Electrocentrale Oradea SA – Opţiunea 1


0.0

106.6 108.9120.4 123.2 124.3 124.6 125.8

86.675.6 73.9 73.3 75.0 74.8 74.6 73.8 73.7 73.6

31.035.1 39.3

45.5 48.5 49.750.8 52.0 53.3

112.7

127.0

0.00

20.00

40.00

60.00

80.00

100.00

120.00

140.00

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

Ani

Euro/M

Wh




152

Evolutia costului energiei electrice livrate - Scenariul I, Optiunea 3

86.84104.55

83.11

104.55

80.04 79.57 81.16 80.97 80.78 80.02 79.76 79.66

33.31

38.31 43.17 49.76 53.05 54.42 55.52 56.94 58.35

86.34

116.42115.65119.91 128.31 133.33 134.52 135.14 135.99 138.01

0.00

20.00

40.00

60.00

80.00

100.00

120.00

140.00

160.00

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

Ani

Euro

/MW

h

Cost energie electrică conform metodologie ANRECost CO2 ce va fi internalizatCostul total al energiei electrice livrate Opţiunea 3


E voluția c os tului energ iei elec tric e livrate ‐ S cenariul I, Opțiunea 4

87.0

48.7 49.1 49.5

0.0

21.0 19.6 22.2 25.5 28.4 29.1 29.9

87.0

67.3 69.375.4 76.4 77.1

50.847.7 47.1 47.9 48.2 48.4

27.2 27.9

71.8 73.578.2 79.4

0.00

20.00

40.00

60.00

80.00

100.00

120.00

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

Ani

Euro/M

Wh




153


54.6 53.0 53.4 53.6 53.9 54.7 55.0

0.0

23.4 26.031.0 31.9 33.1 34.0 35.0

87.078.0

84.6 85.8 87.8 89.0

62.455.3

29.6 28.9

92.0

78.9 82.3

90.3

0.00

20.00

40.00

60.00

80.00

100.00

120.00

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

Ani

Euro/M

Wh

Cos t energie electrică conform metodologie ANRECos t CO2 ce va fi internaliz atC os tul total al energiei electrice livrate Opțiunea 5



87.0

48.7 45.8 45.8 46.3 46.2 46.2 45.6 45.7

60.8

0.0

13.8 14.7 15.1 15.4 15.8

60.556.5 57.9

82.4

11.8 10.7 12.1

21.6

60.1 60.9 61.3 61.0 61.5

0.00

10.00

20.00

30.00

40.00

50.00

60.00

70.00

80.00

90.00

100.00

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

Ani

Euro/M

Wh




154


87.0

54.950.0 50.0 50.6 50.7 50.4 49.8 49.8 49.7

0.0

14.0 11.9 13.5 15.4 16.5 16.9 17.1

68.962.0 63.5 66.0 67.2 67.3 66.9 67.4 67.8

17.6 18.0

0.00

20.00

40.00

60.00

80.00

100.00

120.00

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

Ani

Euro/M

Wh



Evolutia costului energiei electrice livrate - Scenariul I, Optiunea 8

86.5793.86

63.91

93.86

58.3158.4258.6760.2560.5560.8558.3858.16

21.8121.2720.7420.7920.3119.1016.3414.3217.22

80.1279.4379.2180.8080.6278.9673.7071.49

81.1386.34

0.0010.00

20.0030.0040.0050.00

60.0070.00

80.0090.00

100.00

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

Ani

Euro

/MW

h



Evoluţia prezumată a preţului aburului tehnologic Preţul în vigoare pentru aburul tehnologic livrat de SC Electrocentrale Oradea SA, pus la

dispoziţie de către beneficiar este de 25,83 euro/Gcal, conform Deciziei ANRE nr. 1259 din 24.06.2008 privind aprobarea preţurilor practicate în sectorul energiei electrice şi termice de SC Electrocentrale Oradea SA.

Conform Directivei Parlamentului European şi a Consiliului de modificare a Directivei 2003/87/CE privind schema de comercializare a certificatelor de emisii de gaze cu efect de seră, începând cu anul 2013, în sectorul energetic se va acorda alocare gratuită doar pentru energia termică


155

destinată populaţiei, produsă în instalaţii de cogenerare de înaltă eficienţă şi în alte surse cu eficienţă conform BAT-BREF. În consecinţă, începând cu anul 2013, pentru aburul tehnologic livrat nu se va mai acorda alocare gratuită de certificate de emisii de CO2.

Având în vedere cele de mai sus, în proiecţia preţului aburului tehnologic, începând cu 2013 se va ţine seama şi de costurile determinate de achiziţionarea certificatelor de emisii de CO2. Aceste costuri sunt determinate pe baza numărului necesar de certificate de emisii de CO2 aferente aburului tehnologic şi a preţului certificatului de emisii, conform evoluţiei prezentate în paragraful 4.3.1.

Astfel, începând cu anul 2013, pentru fiecare opţiune în parte, preţul aburului tehnologic se va majora corespunzător prin internalizarea cheltuielilor suplimentare determinate de achiziţia certificatelor de emisii de CO2. Preţurile astfel determinate pentru fiecare opţiune în parte sunt prezentate în fig. 4.14 – 4.21.

E voluția prețului la aburul tehnolog ic ‐ S c enariul I, Opțiunea 1

25.8 25.8 25.8 25.8 25.8 25.8 25.8 25.8 25.8 25.8

0.0

8.910.8

34.7

38.1

12.213.7 14.7 15.1 15.5 15.9 16.4

36.639.5 40.5 40.9 41.3 41.8 42.2

0.00

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

30.00

35.00

40.00

45.00

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

Ani

Euro/G

cal

P reț în vigoare abur tehnologic C os t CO2 ce va fi internaliz at

P reț total abur tehnologic Opțiunea 1

Fig. 4.14 – Evoluţia preţului la aburul tehnologic livrat de SC Electrocentrale Oradea SA – Opţiunea 1


156


25.8 25.8 25.8 25.8 25.8 25.8 25.8 25.8 25.8 25.8

0.0

9.4 10.712.2

13.9 14.8 15.2

35.238.0

15.716.1

16.5

36.5 39.7 40.6

41.1 41.5 42.0 42.4

0.00

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

30.00

35.00

40.00

45.00

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

Ani

Euro/G

cal

P reț în vigoare abur tehnologicC os t CO2 ce va fi internaliz atP reț total abur tehnologic Opțiunea 2



25.8 25.8 25.8 25.8 25.8 25.8 25.8 25.8 25.8 25.8

0.0

9.4 10.812.3

14.0 14.9 15.4 15.8 16.2 16.7

35.2 36.6 38.139.8 40.8 41.2 41.6 42.1 42.5

0.00

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

30.00

35.00

40.00

45.00

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

Ani

Euro/G

cal





157


25.8 25.8 25.8 25.8 25.8 25.8 25.8 25.8 25.8 25.8

0.0

7.110.0

11.513.1 13.9 14.2 14.5 14.8 15.1

33.0

37.338.9 39.7 40.1 40.3 40.6

35.8

41.0

0.00

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

30.00

35.00

40.00

45.00

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

Ani

Euro/G

cal




E voluția prețului la aburul tehnolog ic ‐ S cenariul I, Opțiunea 5

25.8 25.8 25.8 25.8 25.8 25.8 25.8 25.8

0.0

12.0 13.3 14.2 14.6 14.9

35.7 36.237.8 39.1

25.8 25.8

9.9 10.4

15.3 15.6

40.0 40.4 40.7 41.1 41.5

0.00

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

30.00

35.00

40.00

45.00

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

Ani

Euro/G

cal





158


25.8 25.8 25.8 25.8 25.8 25.8 25.8 25.8

0.0

8.6 9.7 10.4 10.8

25.8

33.1 33.5 34.4

25.8 25.8

7.2 7.7

11.3 11.7 12.0

35.5 36.2 36.6 37.1 37.5 37.8

0.00

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

30.00

35.00

40.00

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

Ani

Euro/G

cal





25.8 25.8 25.8 25.8 25.8 25.8 25.8 25.8

0.0

25.8

25.8

25.8

7.4

33.2

0.00

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

30.00

35.00

40.00

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

Ani

Euro/G

cal





159

Evolutia pretului la aburul tehnologic - Scenariul I, Optiunea 8

11.4711.0310.8510.4410.149.127.717.41

7.706.42

25.8325.8325.8325.8325.8325.8325.8325.8325.83

37.3036.8636.6736.2635.9734.9433.5433.53

32.2525.83

0.00

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

30.00

35.00

40.00

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Ani

Euro

/Gca

l

Cost CO2 ce va fi internalizat Pret in vigoare abur tehnologic Pret total abur tehnologic Optiunea 8


Venituri anuale Veniturile anuale aferente fiecărei opţiuni în parte se determină conform metodologiei

prezentate în paragraful 4.3.1. Veniturile din vânzarea energiei electrice se determină pe baza cantităţii anuale de energie

electrică livrată şi a preţurilor determinate anterior. Variaţia veniturilor din vânzarea energiei electrice aferente fiecărei opţiuni în parte este prezentată în tabelul 4.36.

Tabelul 4.36 – Venituri din vânzarea energiei electrice în Scenariul I

Venituri din vânzarea energiei electrice (mii euro) Specificaţie

2010 2029 Opţiunea 1 24.755,1 41.167,2 Opţiunea 2 24.321,0 38.429,0 Opţiunea 3 24.321,0 37.237,8 Opţiunea 4 24.444,0 26.411,8 Opţiunea 5 24.444,0 23.994,7 Opţiunea 6 24.444,0 43.681,4 Opţiunea 7 24.444,0 33.796,8 Opţiunea 8 24.321,0 13.925,6

Variaţia veniturilor din vânzarea aburului tehnologic, în baza preţurilor determinate anterior, este prezentată în tabelul 4.37.

Pentru fiecare opţiune în parte, în anul 2012, vor fi luate în considerare veniturile din vânzarea excedentului de certificate de emisii CO2 în funcţie de alocarea acordată SC Electrocentrale Oradea SA pe perioada 2008-2012. Pentru determinarea veniturilor sunt utilizate preţurile anuale ale certificatelor de CO2 asa cum au fost ele prezentate în paragraful 4.3.1. Veniturile din vânzarea certificatelor de emisii de CO2 aferente fiecărei opţiuni, înregistrate la nivelul anului 2012 sunt prezentate în tabelul 4.38.


160

Tabelul 4.37 – Venituri din vânzarea aburului tehnologic în Scenariul I

Venituri din vânzarea aburului tehnologic (mii euro) Specificaţie

2010 2029 Opţiunea 1 3565,2 5824,5 Opţiunea 2 3565,2 5849,1 Opţiunea 3 3565,2 5865,1 Opţiunea 4 3565,2 5654,7 Opţiunea 5 3565,2 5723,0 Opţiunea 6 3565,2 5223,1 Opţiunea 7 3565,2 5241,1 Opţiunea 8 3565,2 5148,5

Tabelul 4.38 – Venituri din vânzarea excedentului de certificate de emisii de CO2 în Scenariul I

Specificaţie Venituri din vânzarea certificatelor de emisii de CO2 (mii euro)

Opţiunea 1 5169,8 Opţiunea 2 5171,6 Opţiunea 3 3103,6 Opţiunea 4 5171,6 Opţiunea 5 5171,6 Opţiunea 6 5171,6 Opţiunea 7 5620,4 Opţiunea 8 1830,8

Cheltuieli anuale Cheltuielile anuale, determinate în baza metodologiei şi premiselor prezentate, în fiecare

opţiune, pe fiecare tip de sursă, pentru fiecare an al perioadei de analiză, sunt prezentate în Anexa 16. Rezultatele analizei financiare comparative În baza premiselor menţionate mai sus s-au calculat Fluxurile Financiare Incrementale ale

Investiţiei precum şi indicatorii de performanţă financiară pentru fiecare opţiune în parte. Rezultatele analizei financiare comparative sunt prezentate în tabelul 4.39.

Tabelul 4.39 – Rezultatele analizei comparative în Scenariul I

Specificaţie VNAF/C (mii euro)

CIA (euro/Gcal)

CUA (euro/Gcal) Ierarhizare

Opţiunea 1 -130.347 16,43 86,33 6 Opţiunea 2 -108.678 13,70 83,60 3 Opţiunea 3 -108.406 13,67 83,57 2 Opţiunea 4 -120.758 15,22 85,12 4 Opţiunea 5 -150.527 18,98 88,88 8 Opţiunea 6 -138.271 17,43 87,33 7 Opţiunea 7 -124.709 15,72 85,62 5 Opţiunea 8 -72.978 9,20 79,10 1


161

Din analiza indicatorilor prezentaţi mai sus reiese faptul că în cadrul Scenariului I, Opţiunea 8 este pe primul loc.

4.3.2.6. Analiza economică în Scenariul I Identificarea şi cuantificarea externalităţilor În cadrul analizei economice se iau în considerare externalităţi care conduc la costuri şi

beneficii economice, sociale şi de mediu care nu au fost considerate în cadrul analizei financiare, pentru că nu generează venituri sau cheltuieli la nivelul proiectului.

Astfel au fost identificate următoarele efecte economice rezultate în urma implementării lucrărilor de investiţii propuse în cadrul fiecărei opţiuni analizate: • creşterea producţiei agricole datorită reducerii emisiilor de NOx și SO2 prin evitarea formării

ploilor acide (SO2) şi inhibării procesului de creştere şi fructificare (NOx); • reducerea efectului de încălzire globală determinat de reducerea emisiilor de CO2; • reducerea costurilor de întreţinere a clădirilor prin reducerea emisiilor de NOx şi SO2; • reducerea costurilor cu sănătatea datorită reducerii emisiilor echivalente de SO2 şi pulberi.

Cea mai mare parte a efectelor economice benefice menţionate nu pot fi cuantificate cu suficientă acurateţe, prin urmare acestea nu pot fi monetizate.

Totuşi, în cadrul studiului „Externalities of Energy: Extension of accounting framework and Policy Applications” finanţat de CE, este calculată şi cuantificată valoarea pagubelor atribuite diverselor emisii poluante la nivel global.

Astfel, la nivelul EU – 15, valoarea pagubelor, pentru întregul lanţ de producere a energiei electrice şi termice, a fost estimată astfel:

pentru evacuarea în atmosferă a unei tone de CO2 echivalent: cca 19 EUR/tCO2, pentru o tonă de NOx evacuată în atmosferă: cca 2.908 EUR/tNOx, pentru o tonă de SO2: cca 2.939 EUR/tSO2, pentru pulberi: cca 11.723 EUR/t (PM10) şi cca 19.539 EUR/t (PM2,5)

Aplicând aceste estimări pentru România, valoarea pagubelor produse de evacuarea în atmosferă a poluanţilor menţionaţi se estimează astfel: 19,5 EUR/tCO2, 528 EUR/tSO2, 523 EUR/tNOx, 2.108 EUR/tPM10 şi 3514 EUR/tPM2,5.

Prin implementarea proiectului în opţiunile propuse se obţin reduceri de emisii poluante şi de gaze cu efect de seră comparativ cu opţiunea de bază (situaţia existentă).

Reducerile de emisii poluante şi de emisii de CO2, estimate la finalizarea investiţiilor, se prezintă în tabelul 4.40.

Tabelul 4.40 – Reduceri de emisii poluante în Scenariul I

Reduceri emisii pulberi (t/an) Opţiunea

Reduceri emisii CO2

tCO2/an

Reducere emisii NOx

tNOx/an

Reducere emisii SO2

tSO2/an PM10 PM2,5 Opţiunea 1 362.695 950,8 10.619,5 905,7 100,6 Opţiunea 2 420.529 1.076,3 10.655,7 908,3 100,9 Opţiunea 3 420.636 1.141,8 10.541,7 907,6 100,8 Opţiunea 4 560.579 1.176,5 12.821,9 1.021,3 113,5 Opţiunea 5 503.553 1.120,9 12.711,9 1.006,2 111,8 Opţiunea 6 794.046 1.273,3 13.056,0 1.053,0 117,0 Opţiunea 7 736.179 1.287,0 13.060,0 1.053,0 117,0 Opţiunea 8 655.480 1.315,4 13.065,6 1.053,9 117,1


162

Rezultatele analizei economice Datorită reducerii cantităţilor de emisii prin implementarea proiectului comparativ cu opţiunea

de bază (situaţia existentă), pot fi cuantificate economiile de cheltuieli care se realizează pentru fiecare opţiune în parte.

Aplicând aceste economii la calculul economic, se determină valoarea netă actualizată economică (VNAE/C) şi rata de rentabilitate economică (RIRE) pentru fiecare opţiune, conform tabelului 4.41.

Tabelul 4.41 – Rezultatele analizei economice în Scenariul I

Opţiunea VNAE/C (mii euro) RIRE (%)

Opţiunea 1 14.494 6,50% Opţiunea 2 45.724 8,62% Opţiunea 3 43.894 8,45% Opţiunea 4 72.308 9,34% Opţiunea 5 32.477 7,36% Opţiunea 6 102.852 11,15% Opţiunea 7 102.705 11,39% Opţiunea 8 137.373 15,98%

Din analiza indicatorilor prezentaţi mai sus reiese faptul că Opţiunea 8 a obţinut şi cei mai

buni indicatori de performanţă economică. În privinţa reducerilor de emisii poluante, Opţiunea 8 conduce la cele mai mari reduceri de

SO2, NOx şi pulberi. Reducerile de CO2 sunt de asemenea semnificative, chiar dacă din acest punct de vedere opţiunea este ierarhizată pe locul trei.

4.3.2.7. Opţiunea propusă în cadrul Scenariului I Ca urmare a acestei analize financiare şi economice Scenariul I - Alimentare cu energie

termică în sistem centralizat, Opţiunea 1 este propus a fi reţinut pentru analiza comparativă a scenariilor.

Scenariul I - Opţiunea 1 va fi definit astfel: SC Electrocentrale Oradea SA va fi sursa de producere a energiei termice pentru consumatorii

din municipiul Oradea şi va fi echipată astfel: • o instalaţie cu turbină cu gaze şi cazan recuperator de căldură (18 MWe + 33,7 MWt), cu ardere

suplimentară, dimensionată pentru vară, care va funcţiona pe tot parcursul anului; • două cazane de apă fierbinte de 116,3 MWt fiecare, cu funcţionare pe gaze naturale, care vor

funcţiona iarna, pentru acoperirea sarcinii de semivârf şi vârf. Cazanele vor putea funcţiona şi pe păcură pe o perioadă de maxim 10 zile pe an, pentru acoperirea situaţiilor de indisponibilitate a gazelor naturale;

• un cazan de apă fierbinte de 87,2 MWt, cu funcţionare pe gaze naturale, care va funcţiona iarna, pentru acoperirea sarcinii de semivârf şi vârf;

• 3 cazane de abur de 14 t/h pentru asigurarea apei de adaos în reţeaua de termoficare.

Sistemul de transport şi distribuţie va fi reabilitat. Se prevede şi extinderea producţiei de energie termică din surse geotermale.


163

4.3.3. Analiza opţiunilor în cadrul Scenariului II

4.3.3.1. Prezentarea opţiunilor în Scenariul II În cadrul Scenariul II de alimentare descentralizată a fost definită o singură opţiune, în baza

principiilor prezentate în paragraful 4.3.1. Opţiunea definită pentru acest scenariu este, sintetic, prezentată în tabelul 4.42.

Tabelul 4.42 – Caracterizarea Scenariului II

Caracterizarea opţiunii Lucrări de investiţii Alimentarea din CET Oradea se sistează. Vor fi construite centrale termice noi în unele puncte termice existente. Se extind reţelele de distribuţie de gaze naturale. Se va produce şi energie termică în surse geotermale noi şi într-un grup nou de cogenerare pe deşeuri municipale, care va acoperi o mică parte din necesarul de vară şi iarnă. Se păstrează şi alimentarea actuală cu energie termică din surse geotermale, de la TRANSGEX. Sistemul de distribuţie va fi redimensionat. Depozitul existent de zgură şi cenuşă se va conforma la mediu.

Centrale termice noi de zonă. Extindere reţele gaze naturale. Închidere depozit existent de zgură şi cenuşă. Surse noi geotermale pentru producere energie termică. Reabilitare sistem de distribuţie.

4.3.3.2. Descrierea opţiunii în Scenariul II Concepţia în Scenariul II Modul de alimentare cu energie termică în cadrul acestei opţiuni este în sistem descentralizat. Definirea opţiunii descentralizate a pornit de la existenţa infrastructurii dezvoltate de-a lungul

timpului pentru sistemul centralizat, având în vedere necesitatea de a nu afecta populaţia din municipiu prin lucrările de reconfigurare a sistemului.

Ca urmare, opţiunea descentralizată este concepută astfel încât să conducă la efecte mari asupra mediului şi efecte minime (investiţii, durată de realizare) cu impact direct asupra stării de bine a populaţiei. Aceasta deoarece lucrările majore de reconfigurare a sistemului într-un oraş de nivelul municipiului Oradea ar însemna concentrarea unor forţe uriaşe.

Se consideră sistarea funcţionării CET Oradea şi se prevede realizarea de centrale termice de zonă în cea mai acceptabilă variantă privind impactul asupra populaţiei.

Combustibilul de bază pentru centralele de zonă va fi gazul natural. Se redimensionează sistemul de distribuţie. Se valorifică potenţialul geotermal prin dezvoltarea producerii de energie termică din surse noi

geotermale. Evaluarea în Scenariul II Sistarea funcţionării CET Oradea va avea ca impact necesitatea dezafectării echipamentelor şi

instalaţiilor existente şi renaturarea terenului. Deoarece termenul de realizare nu este în prezent legiferat, costul acestei măsuri nu este inclus în evaluarea investiţiei.

Pentru amplasarea centralelor termice de zonă se au în vedere punctele termice existente, dintre care o parte vor fi transformate în centrale termice.

Realizarea centralelor termice va implica lucrări majore în reţeaua de distribuţie a gazelor natural, precum şi în reţelele de alimentare cu apă, canalizare şi în reţelele electrice.

Realizarea acestei opţiuni va duce la creşterea nivelului poluării în municipiu, prin aceste surse de poluare amplasate în zonele de locuit. Poluarea aferentă acestor surse se va suprapune peste celelalte surse de poluare din interiorul municipiului (cum ar fi traficul urban).

Se va dezvolta producerea de energie termică din surse geotermale la nivelul de cca 5 Gcal/h. Această energie va fi preluată în reţeaua de distribuţie din zona cea mai apropiată.

Este necesară reabilitarea şi redimensionarea sistemului de distribuţie.


164


Descriere tehnică pentru Scenariul II, cu referire la utilizarea BAT Vor fi realizate cca 20 de centrale termice de zonă, care vor fi echipate cu cazane de apă

fierbinte în gama (4,6 – 11,6) MWt. BREF-BAT nu prevede cerinţe pentru surse mai mici de 50 MWt. Depozitul existent de zgură şi cenuşă va fi închis şi se vor realiza lucrările necesare pentru

conformare la mediu. Lucrările de conformare prevăzute a fi executate sunt: lucrări de copertare şi amenajare a suprafeţei superioare a depozitului; lucrări de captare şi evacuare a apelor infiltrate; lucrări de captare şi evacuare a apelor pluviale; lucrări de monitorizare; lucrări de amenajare şi întreţinere post închidere.




Se vor realiza lucrări de extindere a reţelei de distribuţie a gazelor naturale precum şi lucrări în reţelele de alimentare cu apă, canalizare şi în reţelele electrice

Se va reabilita şi redimensiona sistemului de distribuţie. Modul de acoperire a sarcinii termice în Scenariul II Necesarul de energie termică sub formă de apă fierbinte va fi asigurat din centrale termice de

zonă pe combustibil gaze naturale şi sursele geotermale. 4.3.3.3. Performanţe energetice şi de mediu în Scenariul II În acest paragraf prezentăm sintetizat principalele performanţe energetice şi de mediu

prevăzute a se obţine în opţiunea analizate în cadrul Scenariului II. Performanţele sunt estimate pe bază de lucrări similare şi oferte de la furnizori de specialitate. Performanţele anuale pe durata de analiză cuprind următoarele:

• Energia termică produsă; • Energia termică vândută; • Consumul de servicii interne electrice; • Consumul de combustibili; • Eficienţa globală; • Emisii de CO2 generate.

Performanţele anuale, pe perioada de analiză, în opţiunea analizată în cadrul Scenariului II sunt prezentate în Anexa 12.

4.3.3.4. Investiţii în Scenariul II Valorile se bazează pe date obţinute din studii de fezabilitate elaborate de SC ISPE SA, lucrări

de investiţii realizate în Romania în domeniul producerii şi furnizării energiei electrice şi termice, precum şi din literatura de specialitate.


asistenţă tehnică, proiectare, taxe şi cheltuieli neprevăzute. Valorile de investiţie sunt determinate în preţuri 2009,exclusiv TVA. Valorile lucrărilor de investiţii propuse pentru opţiunea specifică Scenariului II, sunt prezentate

în tabelul 4.43.


165

Tabelul 4.43 – Investiţii Scenariul II

Nr. crt. LUCRĂRI DE INVESTIŢII VALOARE

mii EURO 1 CT zona (20 CT cu 3 x CAF 4 Gcal/h) 45.000 2 Surse noi geotermale 20.625 3 Depozit zgură şi cenuşă (închidere depozit) 2.500 4 Demolări 2.700 TOTAL INVESTIŢII ÎN SURSĂ 770.825 5 Retele gaze naturale 80.000

Reţele distribuţie şi PT: Reţele distribuţie legături CT 13.190 Reţele secundare 59.000

6

Puncte termice 31.200 TOTAL INVESTIŢII ÎN REŢELE ŞI PUNCTE TERMICE 254.215 TOTAL SCENARIUL II 283.117

4.3.3.5. Analiza financiară în Scenariul II Analiza reflectă impactul financiar al lucrărilor propuse. Analiza financiară se elaborează conform metodologiei prezentate în paragraful 4.3.1 şi a

următoarelor elemente: • premisele prezentate în paragraful 4.3.1; • preţurile combustibililor şi certificatelor de emisii de CO2 prezentate în paragraful 4.3.1; • modul de calcul a veniturilor prezentat în paragraful 4.3.1; • modul de calcul a cheltuielilor anuale prezentat în paragraful 4.3.1.

Evoluţia prezumată a preţului energiei electrice livrate Pornind de la metodologia ANRE de departajare a costurilor între energia electrică şi energia

termică produse în cogenerare, s-a stabilit evoluţia costului energiei electrice livrate de SC Electrocentrale Oradea SA, prezentată în fig. 4.22.

Evolutia costului energiei electrice livrate - Scenariul II

137.89

83.0698.47

0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

82.75

39.42

108.39

0.00

20.00

40.00

60.00

80.00

100.00

120.00

140.00

160.00

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

Ani

Euro

/MW

h


Fig. 4.22 – Evoluţia costului energiei electrice livrate de SC Electrocentrale Oradea SA – Scenariul II


166

Evoluţia prezumată a preţului aburului tehnologic Preţul în vigoare pentru aburul tehnologic livrat de SC Electrocentrale Oradea SA, pus la

dispoziţie de către beneficiar este de 25,83 euro/Gcal, conform Deciziei ANRE nr. 1259 din 24.06.2008 privind aprobarea preţurilor practicate în sectorul energiei electrice şi termice de SC Electrocentrale Oradea SA.

Evoluţia preţului este prezentat în fig. 4.23.

Evolutia pretului la aburul tehnologic - Scenariul II

25.8325.8325.8325.8325.8325.8325.8325.8325.83

0.000.000.000.000.000.000.000.00

25.8325.83

34.69

0

5

10

15

20

25

30

35

40

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Ani

Euro

/Gca

l

Cost CO2 ce va fi internalizatPret in vigoare abur tehnologicPret total abur tehnologic Optiunea 9

Fig. 4.23 – Evoluţia preţului la aburul tehnologic livrat de SC Electrocentrale Oradea SA – Scenariul II

Venituri anuale Veniturile anuale aferente fiecărei opţiune în parte se determină conform metodologiei

prezentate în paragraful 4.3.1. Veniturile din vânzarea energiei electrice se determină pe baza cantităţii anuale de energie

electrică livrată şi a preţurilor determinate. Variaţia veniturilor din vânzarea energiei electrice aferente fiecărei opţiuni în parte este prezentată în tabelul 4.44.

Tabelul 4.44 – Venituri din vânzarea energiei electrice în Scenariul II

Venituri din vânzarea energiei electrice (mii euro) Specificaţie

2010 2029 Scenariul II 23.987,5 0,0

Variaţia veniturilor din vânzarea aburului tehnologic, în baza preţurilor determinate în

paragraful 4.3.3, este prezentată în tabelul 4.45.

Tabelul 4.45 – Venituri din vânzarea aburului tehnologic în Scenariul II

Venituri din vânzarea aburului tehnologic (mii euro) Specificaţie

2010 2029 Scenariul II 3.565,2 0,0

În anul 2012 vor fi luate în considerare veniturile din vânzarea excedentului de certificate de

emisii CO2 în funcţie de alocarea acordată SC Electrocentrale Oradea SA pe perioada 2008-2012. Pentru determinarea veniturilor sunt utilizate preţurile anuale ale certificatelor de CO2 asa cum sunt ele


167

prezentate în paragraful 4.3.1. Veniturile din vânzarea certificatelor de emisii de CO2 înregistrate la nivelul anului 2012 sunt prezentate în tabelul 4.46.

Tabelul 4.46 – Venituri din vânzarea excedentului de certificate de emisii de CO2 în Scenariul II

Specificaţie Venituri din vânzarea

certificatelor de emisii de CO2 (mii euro)

Scenariul II 13.672,5 Cheltuieli anuale Cheltuielile anuale, determinate în baza metodologiei şi premiselor prezentate în paragraful

4.3.1, pentru fiecare an al perioadei de analiză, sunt prezentate în Anexa 16. Rezultatele analizei financiare comparative În baza premiselor menţionate mai sus s-au calculat Fluxurile Financiare Incrementale ale

Investiţiei precum şi indicatorii de performanţă financiară. Rezultatele analizei financiare sunt prezentate în tabelul 4.47.

Tabelul 4.47 – Rezultatele analizei financiare în Scenariul II

Specificaţie VNAF/C (mii euro)

CIA (euro/Gcal)

CUA (euro/Gcal)

Scenariul II -154.202 19,44 89,34 4.3.3.6. Analiza economică în Scenariul II Identificarea şi cuantificarea externalităţilor Analiza economică în Scenariul II se elaborează în baza aceleiaşi metodologii şi ipoteze

prezentate pentru Scenariul I. Prin implementarea proiectului se obţin reduceri de emisii poluante şi de gaze cu efect de seră

comparativ cu opţiunea de bază (situaţia existentă). Reducerile de emisii poluante şi emisii de CO2 în Scenariul II, estimate la finalizarea

investiţiilor, se prezintă în tabelul 4.48.

Tabelul 4.48 – Reduceri de emisii poluante şi emisii de CO2 în Scenariul II

Reduceri emisii pulberi (t/an) Opţiunea

Reduceri emisii CO2

tCO2/an

Reducere emisii NOx

tNOx/an

Reducere emisii SO2

tSO2/an PM10 PM2,5

Scenariul II 669.565 1.208,3 13.081,9 1.055,7 117,3 Rezultatele analizei economice Datorită reducerii cantităţilor de emisii prin implementarea proiectului comparativ cu opţiunea

de bază (situaţia existentă), pot fi cuantificate economiile de cheltuieli realizate. Aplicând aceste economii la calculul economic, se determină valoarea netă actualizată

economică (VNAE/C) şi rata de rentabilitate economică (RIRE), conform tabelului 4.49.

Tabelul 4.49 – Rezultatele analizei economice

Opţiunea VNAE/C (mii euro)

RIRE (%)

Scenariul II -17.243 3,81%


168

4.3.4. Analiza opţiunilor în cadrul Scenariului III

4.3.4.1. Prezentarea opţiunilor în Scenariul III În cadrul Scenariul III de alimentare descentralizată a fost definită o singură opţiune, în baza

principiilor prezentate în paragraful 4.3.1. Opţiunea definită pentru acest scenariu este, sintetic, prezentată în tabelul 4.50.

Tabelul 4.50 – Caracterizarea Scenariului III

Caracterizarea opţiunii Lucrări de investiţii Alimentarea din CET Oradea se sistează. Se vor realiza centrale de apartament. Se vor extinde reţelele de gaze naturale.

Centrale termice de apartament. Extindere reţele gaze naturale.

4.3.4.2. Descrierea opţiunii în Scenariul III Concepţia în Scenariul III Modul alimentare cu energie termică în cadrul acestei opţiuni este în sistem individual. Se consideră sistarea funcţionării CET Oradea. Populaţia din municipiul Oradea îşi va realiza

centrale de apartament, pe gaze naturale. Evaluarea în Scenariul III Sistarea funcţionării CET Oradea va avea ca impact necesitatea dezafectării echipamentelor şi

instalaţiilor existente şi renaturarea terenului. Deoarece termenul de realizare nu este în prezent legiferat, costul acestei măsuri nu este inclus în evaluarea investiţiei.

Numărul de apartamente fizice alimentate în prezent din sistemul centralizat este de 60.735 apartamente. Dintre acestea, cca 3.600 reprezintă case, iar restul de cca 57.135 de apartamente sunt situate în blocuri de locuinţe cu 4 până la 10 etaje.

Ca urmare, realizarea în aceste blocuri a celor peste 57.000 de centrale termice va avea un impact puternic negativ, astfel: • impact negativ asupra mediului, prin creşterea nivelului poluării distribuite în municipiu.

Amplasarea acestui număr extrem de mare de surse de poluare în municipiu se va suprapune peste celelalte surse de poluare din interiorul municipiului (cum ar fi traficul urban) și va afecta sănătatea populaţiei unui număr mare de persoane, municipiul Oradea având peste 200.000 de locuitori.

• Impact social negativ, prin forţarea unui număr mare de locuitori să investească în centrale de apartament.

• Impact estetic negativ, prin scoaterea pe peretele clădirilor a unui număr mare de coşuri.

Pentru realizarea alimentării cu gaze naturale a centralelor de apartament vor fi necesare majore în reţeaua de distribuţie a gazelor naturale.

Nu se va mai putea dezvolta şi utiliza în mod centralizat producerea de energie termică din surse geotermale. Pentru utilizarea acestuia, locuitorii ar trebui să investească individual în reţelele de alimentare.

Descriere tehnică pentru Scenariul III, cu referire la utilizarea BAT Vor fi instalate în municipiul Oradea cca 60.735 de centrale de apartament. BREF-BAT nu prevede cerinţe surse mai mici de 50 MWt. Depozitul existent de zgură şi cenuşă trebuie închis şi trebuie realizate lucrările necesare pentru

conformare la mediu. Costul acestei măsuri nu este inclusă în investiţie. De asemenea, nu sunt incluse costurile aferente lucrărilor de amenajare şi întreţinere post închidere (ele constituind cheltuieli).

Se vor realiza lucrări majore de extindere şi redimensionare a reţelei de distribuţie a gazelor naturale.

Modul de acoperire a sarcinii termice în în Scenariul III Necesarul de energie termică sub formă de apă fierbinte va fi asigurat din centrale termice de

apartament pe combustibil gaze naturale.


169

4.3.4.3. Performanţe energetice şi de mediu în Scenariul III Performanţele anuale, energetice şi de mediu, pe perioada de analiză, în opţiunea analizată în

cadrul Scenariului III sunt prezentate în Anexa 12. 4.3.4.4. Investiţii în Scenariul III Investiţii propuse pentru Scenariul III sunt prezentate în tabelul 4.51.

Tabelul 4.51 – Investiţii propuse pentru Scenariul III

Nr. crt. LUCRĂRI DE INVESTIŢII VALOARE

mii EURO 1 Centrale de apartament 212.573 2 Retele gaze naturale 45.000 TOTAL SCENARIUL III 257.572 TOTAL SCENARIUL III ÎN PREŢURI CURENTE 265.540

(*) In valoarea de investiţie nu sunt incluse valorile reinvestite din anii 2018 şi 2028 4.3.4.5. Analiza financiară în Scenariul III Analiza reflectă impactul financiar al lucrărilor propuse. Analiza financiară se elaborează conform metodologiei prezentate în paragraful 4.3.1 şi a

următoarelor elemente: • premisele prezentate în paragraful 4.3.1; • preţurile combustibililor prezentate în paragraful 4.3.1; • modul de calcul a veniturilor prezentat în paragraful 4.3.1; • modul de calcul a cheltuielilor anuale prezentat în paragraful 4.3.1.

Cheltuieli anuale Cheltuielile anuale, determinate în baza metodologiei şi premiselor prezentate în paragraful

4.3.1, pentru fiecare an al perioadei de analiză, sunt prezentate în Anexa 16. Rezultatele analizei financiare comparative În baza premiselor menţionate mai sus s-au calculat Fluxurile Financiare Incrementale ale

Investiţiei precum şi indicatorii de performanţă financiară. Rezultatele analizei financiare sunt prezentate în tabelul 4.52.

Tabelul 4.52 – Rezultatele analizei financiare în Scenariul III

Opţiunea VNAF/C (mii euro)

CIA (euro/Gcal)

CUA (euro/Gcal)

Scenariul III -745.523 - 93,92

4.4. Identificarea scenariului optim și a opțiunii optime

4.4.1. Analiza comparativă a opţiunilor în cadrul scenariilor analizate

Scenariile, cu opţiunea aferentă, care sunt analizate comparativ, sunt prezentate în tabelul 4.53. Pentru a determina scenariul cel mai bun din punct de vedere al costului energiei termice livrate

şi a suportabilităţii s-a efectuat analiza financiară şi economică comparativă a scenariilor. Rezultatele analizei financiare comparative, în baza celor determinate în cadrul paragrafele

4.3.2, 4.3.3 și 4.3.4, sunt prezentate în tabelul 4.54.


170

Tabelul 4.53 – Scenarii comparate

Scenariul I Opţiunea 8 Sistem centralizat



Sursa sistemului de termoficare va fi echipată cu o instalaţie cu turbină cu gaze şi cazan recuperator de căldură (18 MWe + 33,7 MWt), cu ardere suplimentară, care va funcţiona pe tot parcursul anului, 2 cazane de apă fierbinte de 116,3 MWt fiecare, cu funcţionare pe gaze naturale, care vor funcţiona iarna (cu posibilitatea de a funcţiona şi 10 zile pe păcură) şi un cazan de apă fierbinte de 87,2 MWt, cu funcţionare pe gaze naturale, care va funcţiona iarna. Se prevăd şi 3 cazane de abur de 14 t/h pentru apa de adaos în reţeaua de termoficare. Se va extinde producerea de energie termică din surse geotermale (cu cca 6,4 MWt). Se va reabilita sistemul de transport şi distribuţie. Se va conforma la mediu depozitul existent.

Sursa existentă se închide. Se vor realiza cca 20 centrale termice de zonă, amplasate în unele din punctele termice existente. Se va extinde producerea de energie termică din surse geotermale (cu cca 6,4 MWt). Se va reabilita sistemul de distribuţie. Se vor extinde reţelele de gaze naturale în municipiu. Se va conforma la mediu depozitul existent de zgură şi cenuşă.

Sursa existentă se închide. Se vor instala cca 60.000 centrale termice de apartament. Se vor realiza lucrări majore de extindere şi redimensionare a reţelei de distribuţie a gazelor naturale în municipiu.

Tabelul 4.54 – Compararea financiară a scenariilor

Scenariul Investiţia (mii euro)

VNAF/C (mii euro)

CIA (euro/Gcal)


Scenariul I 191.875 -72.978 9,20 79,10 1 Scenariul II 254.215 -142.437 17,96 87,86 2 Scenariul III 394.226 -745.018 - 93,92 3

Rezultatele analizei economice comparative sunt prezentate în tabelul 4.55.

Tabelul 4.55 – Compararea economică a scenariilor

Reduceri emisii pulberi (t/an) Scenariul

VNAE/C

(mii euro)

RIRE

(%)

Reduceri emisii CO2

tCO2/an

Reducere emisii NOx

tNOx/an

Reducere emisii SO2

tSO2/an PM10 PM2,5

Scenariul I 137.373 15,98% 655.480 1.315,4 13.065,6 1.053,9 117,1 Scenariul II 63.040 9,04% 666.028 1.208,3 13.081,9 1.055,7 117,3

Din analiza indicatorilor prezentaţi mai sus reiese faptul că Scenariul 1 - Opţiunea 8 a obţinut

cei mai buni indicatori de performanţă financiară şi economică. Acest scenariu conduce la reduceri de emisii cu cea mai mică investiţie. Trebuie menţionat că în Scenariul I a fost considerată şi funcţionarea unui cazan existent, nereabilitat, pentru acoperirea consumului sezonier de abur, în timp ce în Scenariul II s-a considerat închiderea totală a centralei. Ca urmare, emisiile poluante reale în Scenariul II sunt de fapt mai mari decât cele prezentate.

S-a considerat pentru analiză şi Scenariul III, în care se presupune că serviciul de alimentare cu energie termică nu se mai asigură de către municipalitate, fiecare apartament fiind dotat cu centrală termică individuală, costurile aferente fiind acoperite integral de consumatorul final.


171

În urma analizei elaborate, pentru Scenariul III, în care fiecare apartament este dotat cu centrală termică individuală, costurile aferente fiind acoperite integral de consumatorul final, rezultă un CUA pentru energia termică livrată dintr-o centrală individuală de cca 93,92 euro/Gcal. Comparativ cu Scenariul I, se observă un CUA mai mare pentru energia termică livrată din centrale individuale. Prin urmare, în Scenariul III - asigurarea necesarului de energie termică din centrale individuale, consumatorul ar trebui să suporte un cost mai mare decât în Scenariul I.

Astfel, Scenariul I este mai avantajos şi decât Scenariul III. Analiza de sensibilitate Se elaborează o analiză de sensibilitate la variaţia simultană a preţurilor combustibililor

prezentaţi în paragraful 4.3.1, astfel: • gaze naturale: creştere cu 2% pe an în perioada 2011-2015, rămânând constant pe restul perioadei

de analiză; • lignit: creştere cu 0,5% pe an în perioada 2011-2015, rămânând constant pe restul perioadei de

analiză. Creşterea este motivată de necesitate efectuării de investiţii în mine; • păcură: creştere cu 1% pe an în perioada 2011-2015, rămânând constant pe restul perioadei de

analiză. Rezultatele analizei de sensibilitate sunt prezentate în tabelele 4.56 și 4.57.

Tabelul 4.56 – Rezultatele analizei de sensibilitate – Analiza financiară

Scenariul VNAF/C (mii euro)

CIA (euro/Gcal)


Scenariul I -95.445 12,03 81,93 1 Scenariul II -179.869 22,68 92,58 2 Scenariul III - - 96,61 3

Tabelul 4.57 – Rezultatele analizei de sensibilitate – Analiza economică

Scenariul VNAE/C (mii euro)

RIRE (%)

Scenariul I 116.053 14,54% Scenariul II 38.662 7,72%

Se constată că în situaţia creşterii preţurilor combustibililor în ipoteza prezentată mai sus,

rezultatele analizei se modifică astfel: • Indicatorii financiari pentru Scenariul I se înrătăţesc, dar rămân mai buni decât în Scenariile II şi,

respectiv, III: CIA creşte de la 9,20 Euro/Gcal la 12,03 Euro/ Gcal; CUA creşte de la 79,10 Euro/Gcal la 81,93 Euro/Gcal;

• Indicatorii economici pentru Scenariul I se înrăutăţesc, dar rămân de asemenea mai buni decât în Scenariile II şi III

RIRE scade de la 15,98% la 14,54%.

4.4.2. Scenariul şi opţiunea optimă propusă

Se constată că, în urma evaluării scenariilor cu sublinierea efectelor asupra mediului şi asupra populaţiei, rezultă optim Scenariul I, care rezultă cel mai bun şi din punct de vedere al analizei financiare şi economice.

Scenariul I presupune alimentarea cu energie termică în continuare în sistem centralizat. Se prevăd următoarele echipamente noi în incinta SC Electrocentrale Oradea SA:


172

• o instalaţie nouă cu turbină cu gaze şi cazan recuperator, cca 18 MWe + 32,6 MWt , cu ardere suplimentară, dimensionată pentru vară, care va funcţiona pe tot parcursul anului;

• două cazane de apă fierbinte de 116,3 MWt fiecare, cu funcţionare pe gaze naturale, care vor funcţiona iarna (cu posibilitatea de a funcţiona şi 10 zile pe păcură);

• un cazan de apă fierbinte de 87,2 MWt, cu funcţionare pe gaze naturale, care va funcţiona iarna; • 3 cazane de abur de 14 t/h pentru asigurarea apei de adaos în reţeaua de termoficare.

Se va extinde producerea de energie termică din surse geotermale (cu cca 6,4 MWt). Se vor realiza 3 foraje noi pentru extragerea apei geotermale, se prevăd capacităţi de extracţie, injecţie şi repompare apa geotermală, sonde şi unităţi de pompare şi se vor realiza şi echipa puncte termice cu schimbătoare de căldură pentru preluarea căldurii din apa geotermală. Apa fierbinte rezultată va fi introdusă în sistemul de distribuţie.

Se va reabilita sistemul de transport şi distribuţie. Se va conforma la mediu depozitul existent de zgură şi cenuşă.

Avantajele opţiunii alese sunt următoarele: Se asigură respectarea obligaţiilor de mediu asumate în Tratatul de Aderare, prin înlocuirea capacităţilor vechi , poluatoare şi ineficiente, cu capacităţi noi, cu respectarea prevederilor BREF-BAT;

Se produce energie termică în cogenerare de înaltă eficienţă, în instalaţia nouă cu turbină cu gaze şi cazan recuperator, atât pe perioada de vară, cât şi pe perioada de iarnă, ceea ce va contribui la creşterea eficienţei globale a centralei, deci la creşterea eficienţei energetice şi astfel la reducerea emisiilor de CO2.

Se valorifică infrastructura existentă, prin menţinerea în funcţiune, cu reabilitare, a sistemului existent de transport şi distribuţie. Reabilitarea acestui sistem va conduce la reducerea pierderilor de energie termică, şi, implicit, la reducerea emisiilor poluante de NOx şi a emisiilor de gaze cu efect de seră.

Utilizarea resurselor regenerabile prin sursele geotermale noi, va contribui la reducerea consumului de combustibili fosili, cu reducerea corespunzătoare a emisiilor poluante, în special a emisiilor de CO2.

4.5. Concluzii

În urma analizelor efectuate în cadrul acestui capitol (analiza energetică, analiza investiţiilor, analiza financiară, analiza economică), se recomandă pentru implementare Scenariul I – Opţiunea 8.

Această opţiune implică o instalaţie nouă cu turbină cu gaze şi cazan recuperator, dimensionată pentru necesarul de vară, 3 cazane de apă fierbinte, surse noi geotermale, conformarea depozitului existent de zgură şi cenuşă şi reabilitarea sistemului de transport şi distribuţie.

Selectarea acestei opţiuni este în concordanţă cu strategia naţională şi municipală, deoarece corespunde următoarelor obiective strategice: • Creşterea eficienţei energetice; • Promovarea producerii energiei pe bază de resurse regenerabile; • Promovarea producerii de energie electrică şi termică în centrale cu cogenerare, în special în

instalaţii de cogenerare de înaltă eficienţă; • Reducerea impactului negativ al sectorului energetic asupra mediului înconjurător; • Utilizarea raţională şi eficientă a resurselor energetice primare.

În prezent, sistemul centralizat din municipiul Oradea alimentează cu energie termică localităţile Sânmartin şi Felix. Referitor la alimentarea în continuare a acestora, se fac următoarele comentarii:

Cele două localităţi sunt conectate la magistrala 6, care face legătura între platforma de vane din nodul 54 şi centrala termică de zonă (CTZ) Sânmartin, având o lungime de 2,9 km cu 2xDn 400, în amplasare supraterană. Magistrala 6 aparţine SC Electrocentrale Oradea SA. De la CTZ existent,


173

amplasat la intrarea în comuna Sânmartin, apa fierbinte se injectează în reţelele existente de distribuţie ale CTZ, spre Sânmartin şi Felix. Plecările din CTZ nu mai aparţin SC Electrocentrale Oradea SA. CTZ nu mai funcţionează.

Cantităţile de energie termică vândute celor două localităţi în anul 2008 sunt indicate în tabelul 4.58.

Tabelul 4.58 – Energia termică vândută în Sânmartin și Felix

Specificație UM Sânmartin Felix Total Total MWt/an 7.360 29.249 36.609

iarna MWt/an 6.583 24.525 31.107 vara MWt/an 777 4.724 5.502

Valorile necesarului de căldură, la nivelul punctului de vânzare (intrarea în reţeaua de distribuţie),

sunt prezentate în tabelul 4.59.

Tabelul 4.59 – Necesarul de căldură în Sânmartin și Felix

Specificație UM Sânmartin Felix Total Maxim iarna MWt 2,4 10,3 12,7 Mediu iarna MWt 1,5 6,1 7,6 Mediu vara MWt 0,2 1,1 1,3

Consumul anual de energie termică al acestor localităţi reprezintă cca 5% din consumul total (cca

1% pentru Sânmartin şi cca 4% pentru Felix). Densitatea de energie termică aferentă acestor consumatori, determinată prin raportarea consumului

la lungimea magistralei 6, este 12,6 GWh/km. Densitatea de energie termică aferentă energiei totale vândute de SC Electrocentrale

Oradea SA, determinată prin raportarea consumului total la lungimea reţelei primare de 77 km, este de 8,59 GWh/km.

Rezultă că din punct de vedere al densităţii energiei termice, alimentarea acestor consumatori este corespunzătoare, având în vedere că valorile limită pentru acest indicator sunt în general de cca (3 – 4) GWh/km.

O estimare a consumului de energie electrică pentru pompajul energiei termice aferente strict celor două localităţi este dificilă în cadrul sistemului complex de alimentare cu energie termică al municipiului Oradea, dar se poate estima totuşi un consum de cca 36 MWh/an, care reprezintă cca 0,4% din consumul anual total pentru pompaj.

Magistrala M6 trebuie reabilitată. Investiţia aferentă este de cca 1.500 mii Euro, reprezentând cca 3,6% din investiţia totală necesară în reţelele primare de 41.200 mii Euro.

Pentru evitarea realizării acestei investiţii, s-ar putea avea în vedere sistarea alimentării cu energie termică a celor două localităţi din sistemul centralizat al municipiului Oradea.

Această modificare nu va afecta analiza comparativă şi rezultatele prezentului studiu.


174

5. ANALIZA TEHNICOECONOMICĂ A SOLUTIEI OPTIME PROPUSE PENTRU ALIMENTAREA CU ENERGIE TERMICĂ A MUNICIPIULUI ORADEA

5.1. Aspecte introductive

Îmbunătăţirea pe termen lung a performanţelor alimentării centralizate cu energie termică în municipiul Oradea, din punct de vedere al impactului asupra mediului, al creşterii eficienţei energetice şi asigurării suportabilităţii preţului energiei termice pentru populaţie, se realizează luînd în considerare respectarea angajamentelor asumate de România în domeniul protecţiei mediului prin Tratatul de Aderare, transpuse în termenele de conformare şi nivelul emisiilor aferente SC Electrocentrale Oradea SA.

În conformitate cu legislaţia în vigoare şi cu condiţiile prevăzute în AIM nr. 31 NV 6-23.11.2006, revizuită în 04.08.2008, perioadele de tranziţie pentru conformarea cu VLE stabilite pentru SO2, NOx şi pulberi sunt prezentate în tabelul 5.1.

Tabelul 5.1 - Termene de conformare* pentru SC Electrocentrale Oradea SA

IMA Poluant Termen conformare IMA 1 – funcţionare pe gaze naturale

Cazan de abur C3 NOx 31.12.2010 IMA 2 – funcţionare pe lignit

SO2 31.12.2011 NOx 31.12.2014 Cazan de abur C4

pulberi 31.12.2011 SO2 31.12.2012 NOx 31.12.2015 Cazan de abur C5

pulberi 31.12.2012 SO2 31.12.2013 NOx 31.12.2015 Cazan de abur C6

pulberi 31.12.2013 *) Termenele de conformare din tabel sunt cele prevăzute în AIM, fiind mai conservative

şi implicând sistarea funcţionării în cazul nerespectării termenului. În conformitate cu angajamentele privind implementarea Directivei 2001/80/EC privind

limitarea emisiilor de poluanţi emişi în aer şi proveniţi de la instalaţiile mari de ardere, plafoanele de emisie permise, aferente perioadei 2007 ÷ 2016, stabilite prin Programul Naţional de Reducere Progresivă a emisiilor anuale de bioxid de sulf, oxizi de azot şi pulberi provenite de la instalaţiile mari de ardere, aprobat prin Ordinul MMGA nr. 833/2005, sunt indicate în tabelul 5.2.

În privinţa emisiilor de CO2, s-a luat în considerare ţinta naţională de reducere cu 21%, comparativ cu anul 2005, a emisiilor de gaze cu efect de seră în sectoarele sub incidenţa ETS.

Pentru depozitul de zgură şi cenuşă s-au avut în vedere termenele de conformare, în baza HG 349/2005, care transpune Directiva 1999/31/EC privind depozitarea deşeurilor, şi a Autorizaţiei


175

Integrate de Mediu în vigoare, pentru sistarea transportului şi depozitării sub formă de hidroamestec a zgurii şi cenuşii (31.12.2013) şi începerea lucrărilor de închidere a depozitului (30.04.2015).

Tabelul 5.2 - Plafoanele anuale de emisie

IMA 1 IMA 2 Anul

SO2 NOx Pulberi SO2 NOx Pulberi 2009 0 680 0 16900 1010 1700 2010 0 510 0 16900 1010 1700 2011 0 510 0 11605 1010 1700 2012 0 510 0 6310 1010 710 2013 0 510 0 1015 1010 215 2014 - - - - 785 - 2015 - - - - 560 - 2016 - - - - 560 - Investiţiile propuse în Scenariul I - Opţiunea 8 sunt conforme cu obiectivele POS Mediu. Se

respectă obiectivul global al acestui program, de protecţie şi îmbunătăţire a calităţii mediului şi a standardelor de viaţă în România, urmărindu-se conformarea cu prevederile acquis-ului de mediu, prin servicii publice eficiente, cu luarea în considerare a principiului dezvoltării durabile şi a principiului “poluatorul plăteşte”.

De asemenea, se încadrează în obiectivele specifice ale POS Mediu, şi anume: • Reducerea impactului negativ asupra mediului şi diminuarea schimbărilor climatice cauzate de

sistemele de încălzire urbană în cele mai poluate localităţi până în 2015; • Dezvoltarea sistemelor durabile de management al deşeurilor prin îmbunătăţirea managementului

deşeurilor şi reducerea numărului de zone poluate istoric în minimum 30 de judeţe până în 2015.

Investiţiile propuse pentru finanţare în perioada 2010-2013 fac parte dintr-un plan pe termen lung de îmbunătăţire a sistemului centralizat de alimentare cu energie termică a municipiului Oradea, în vederea respectării cerinţelor privind protecţia mediului, creşterea eficienţei energetice şi asigurarea suportabilităţii preţului energiei termice pentru populaţie. Acest plan cuprinde măsuri de îmbunătăţire a întregului sistem: sursă, sistem de transport şi distribuţie, depozit de zgură şi cenuşă, consumatori. Planul include creşterea contribuţiei surselor regenerabile de energie, respectiv surse geotermale.

Investiţiile propuse au în vedere toate obiectivele din strategiile relevante pentru sistemul de termoficare şi protecţia mediului.

Operatorul, SC Electrocentrale Oradea SA, are o experienţă de peste 40 de ani în operarea unui sistem centralizat de alimentare cu energie termică într-un oraş cu o populaţie de peste 200.000 locuitori. Operatorul are experienţă în producerea energiei termice în cogenerare.

Sistemul centralizat din municipiul Oradea este un sistem viabil, care nu a fost marcat de deconectări substanţiale.

Investiţiile propuse contribuie la creşterea eficienţei energetice şi îmbunătăţirea protecţiei mediului. Totodată, au o contribuţie importantă la reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră, deci la reducerea încălzirii globale.

5.2. Investițiile pe termen lung

Investiţiile care urmează a fi realizate în Scenariul I - Opţiunea 8 vor asigura respectarea tuturor cerinţelor legislaţiei UE şi naţionale în domeniul protecţiei mediului, sectorului energetic şi în special al sectorului alimentării centralizate cu energie termică.


176

Justificarea investiţiilor propuse rezultă din următoarele analize efectuate: • Analiza obiectivelor naţionale şi ţintelor municipale (paragraful 1.3); • Analiza situaţiei existente (capitolul 3); • Analiza tehnică, financiară şi economică (paragraful 4.3); • Analiza de suportabilitate (capitolul 6); • Analiza impactului asupra mediului, sănătăţii publice, socio-economic şi al securităţii alimentării

(paragraful 5.5); • Analiza atingerii ţintelor (paragraful 5.6).

Măsurile propuse în Scenariul I - Opţiunea 8 şi investiţiile aferente sunt prezentate sintetic în tabelul 5.3.

Tabelul 5.3 - Investiţiile propuse în Scenariul I Opţiunea 8

Nr Specificatie Investiţia (mii Euro)

Procent din total

(%) 1 Investitii în sursă 60.775 31,62

Sursa CET Oradea 40.150 20,89 ITG+CR 18 MW+28 Gcal/h 21.000 10,93 2 CAF X 100 Gcal/h pe gaze/pacura + 1 CAF 75 Gcal/h pe gaze 15.500 8,06 CA 3 x 14 t/h pentru apa adaos termoficare 1.000 0,52 Demolari 150 0,08

1.1

Conformare depozit zgura si cenusa 2.500 1,30 Surse regenerabile (geotermale) 20.625 10,73 Investitii in sonde (3 foraje) 18.000 9,37

1.2

Investitii in schimbatoare 2.625 1,36 Sistem transport si distributie 131.400 68,38 Retele primare 41.200 21,44 Retele secundare 59.000 30,70

2

Puncte termice 31.200 16,24 3 Total Optiunea 8 192.175 100,00

Investiţia totală este de 192.175 mii Euro, exclusiv TVA. Efectele fiecărei măsuri de investiţii propuse sunt prezentate în tabelul 5.4. Riscuri privind implementarea Operatorul, SC Electrocentrale Oradea SA, are o experienţă de peste 40 de ani în operarea unui

sistem centralizat de alimentare cu energie termică într-un oraş cu o populaţie de peste 200.000 locuitori. Operatorul are experienţă în producerea energiei termice în cogenerare.

Nu se estimează riscuri privind implementarea investiţiei. Municipalitatea derulează deja proiecte cu finanţare europeană.

Operatorul derulează proiecte de reabilitare a sistemului de distribuţie. În sursă, operatorul nu a derulat proiecte majore de modernizare a echipamentelor principale,

din lipsa fondurilor, dar a derulat lucrări importante de reparaţii capitale. De asemenea, are în derulare implementarea de arzătoare cu NOx redus.

Riscuri privind operarea şi mentenanţa Nu se estimează riscuri privind operarea şi mentenanţa. Operatorul are experienţă în operarea

de capacităţi mari (nivel 50 MW). Riscuri privind sustenabilitatea


177

Sistemul centralizat din municipiul Oradea este un sistem viabil, care nu a fost marcat de deconectări substanţiale.

Tabelul 5.4 - Efectele investiţiilor propuse în Scenariul I Opţiunea 8

Nr Lucrări de investiţii Efecte 1 Investitii în sursă

Sursa CET Oradea

ITG+CR 18 MW+28 Gcal/h Reducerea emisiilor de SO2, NOx şi pulberi Creşterea eficienţei energetice Reducerea emisiilor de CO2

2 CAF X 100 Gcal/h pe gaze/păcură + 1 CAF 75 Gcal/h pe gaze

Reducerea emisiilor de SO2, NOx şi pulberi Creşterea eficienţei energetice Reducerea emisiilor de CO2

CA 3 x 14 t/h pt apă adaos termoficare Este necesară pentru funcţionarea capacităţilor de producere

Demolări Conformarea cu cerinţele legislaţiei de mediu

1.1

Conformare depozit zgură și cenușă Respectarea termenului din Tratatul de Aderare şi conformarea cu cerinţele legislaţiei de mediu

1.2 Surse regenerabile (geotermale) Utilizarea surselor regenerabile Reducerea emisiilor de CO2 Reducerea emisiilor de SO2, NOx şi pulberi

Sistem transport si distributie

Retele primare Creşterea eficienţei energetice Reducerea emisiilor de CO2

Retele secundare Creşterea eficienţei energetice Reducerea emisiilor de CO2

2

Puncte termice Creşterea eficienţei energetice Reducerea emisiilor de CO2

5.3. Estimarea costurilor

5.3.1. Parametri de bază şi predimensionarea

Perioada de timp pentru care se realizează studiul este de 20 de ani (intervalul 2010 -2029). Parametri de bază au în vedere termenele asumate de conformare la prevederile directivelor de

mediu relevante şi populaţia municipiului Oradea, care este de peste 200.000 locuitori.

Evoluţia consumului de energie termică pe perioada de analiză Evoluţia consumului de energie termică pe perioada de analiză a plecat de la consumul actual,

care a fost verificat atât prin calcule, pentru categoriile de consumatori populaţie, instituţii, servicii, cât şi prin analiza facturilor lunare privind energia termică vândută în anii 2007 şi 2008. S-au luat în considerare aspectele privind reducerea necesarului pentru încălzire prin măsurile de eficientizare deja luate (izolare ferestre, robinete termostatice) şi reducerea necesarului de energie termică pentru apă caldă prin contorizare. De asemenea, s-au avut în vedere aspectele legate de climă (an mai cald sau an mai rece), pe baza temperaturilor medii lunare realizate.

La stabilirea evoluţiei necesarului de energie termică pentru perspectiva următorilor 20 de ani s-au luat în considerare aspectele privind evoluţia debranşărilor şi rebranşărilor, apariţia de noi consumatori, urmare a dezvoltării urbanistice conform planificării autorităţilor locale, reducerea


178

necesarului prin programul de reabilitare termică a blocurilor de locuinţe precum şi efectele schimbărilor climatice (respectiv încălzirea globală) conform estimărilor din surse oficiale (rapoarte ANM, documente MM).

Pentru estimarea evoluţiei consumului necesar a fi asigurat din sursă s-a luat în considerare reducerea pierderilor în sistemul de transport şi distribuţie. S-a considerat un necesar redus în sursă, aferent unei temperaturi exterioare mai mari decât temperatura de proiectare de -15ºC, pentru evitarea supradimensionării sursei. Astfel, din analiză a reieşit că temperaturi exterioare mai mici de -12ºC se întâlnesc o durată foarte mică într-un an şi neconsecutiv. Ca urmare, capacitatea în sursă s-a dimensionat pentru o temperatură exterioară minimă de -12ºC, corelat şi cu înregistrările orare realizate de centrală din anii 2004-2008.

De asemenea, la estimarea evoluţiei consumului necesar a fi asigurat din sursa pe combustibili fosili (CET Oradea) s-a luat în considerare evoluţia producţiei de energie termică din surse geotermale.

În tabelul 5.5 este prezentată evoluţia necesarului la consumator, a pierderilor din sistemul de transport şi distribuţie şi a producţiei de energie termică, pe perioada 2009-2029.

Tabelul 5.5 – Evoluţia necesarului de energie termică în sistemul centralizat

Energie termică din surse geotermale (intrată în reţeaua de

distribuţie) Necesarul la consumator

Pierderi STD

TRANSGEX Surse noi Total

Productia la sursa Anul

Gcal/an Gcal/an Gcal/an Gcal/an Gcal/an Gcal/an 2009 609.088 324278 16.498 - 16.498 916.868 2010 606.848 323.064 16.498 - 16.498 913.414 2011 604.608 275.611 16.498 - 16.498 863.721 2012 604.259 233.076 16.498 - 16.498 820.837 2013 623.850 200.495 16.498 - 16.498 807.847 2014 621.610 160.704 16.498 13.250 29.748 752.566 2015 646.652 130.748 16.498 26.500 42.998 734.402 2016 644.412 97.333 16.498 39.750 56.248 685.497 2017 644.412 96.335 16.498 53.000 69.498 671.250 2018 644.412 96.415 16.498 51.940 68.438 672.390 2019 644.412 96.493 16.498 50.901 67.399 673.507 2020 644.412 96.570 16.498 49.883 66.381 674.601 2021 644.412 96.645 16.498 48.886 65.384 675.674 2022 644.412 96.719 16.498 47.908 64.406 676.725 2023 644.412 96.791 16.498 46.950 63.448 677.756 2024 660.393 99.380 16.498 46.011 62.509 697.264 2025 660.393 99.449 16.498 45.090 61.588 698.254 2026 660.393 99.517 16.498 44.189 60.687 699.223 2027 660.393 99.584 16.498 43.305 59.803 700.173 2028 660.393 99.649 16.498 42.439 58.937 701.105 2029 660.393 99.713 16.498 41.590 58.088 702.017

Evoluţia sarcinii termice orare necesare a fi asigurată din centrală în perioada 2009-2029 este prezentată în tabelul 5.6 şi fig. 5.1.

Tabelul 5.6 – Evoluţia sarcinii orare la limita sursei (în Gcal/h)

Anul Iarna (încălzire + apă caldă de consum)

Vara (apă caldă de consum)

2009 342,7 31,3


179

2029 269,4 19,3

Evolutia sarcinii termice orare asigurate din CET Oradea

0

50

100

150

200

250

300

350

400

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

Ener

gia

term

ica

la li

mita

sur

sei (

Gca

l/h)

Sarcina termica iarna Sarcina termica vara

Fig. 5.1 – Evoluţia sarcinii orare la limita sursei

Dimensionarea sursei se va realiza în baza sarcinii termice care trebuie asigurate începând cu anul finalizării investiţiei în sursă, astfel încât să poată funcţiona în regim optim corelat şi cu evoluţia sarcinii termice în anii următori.

Valoarea sarcinii termice aferente apei calde de consum mediu vara este utilizată pentru dimensionarea capacităţii de bază.

Valorile limită pentru emisiile poluante Valorile limită pentru emisiile poluante se regăsesc în paragraful 3.3.

Emisii de CO2 şi cogenerare de înaltă eficienţă Prin creşterea aportului surselor regenerabile (surse geotermale) emisiile de CO2 se reduc. De asemenea, prin prevederea instalaţiei cu turbină cu gaze şi cazan recuperator, cu eficienţă

ridicată, emisiile de CO2 se reduc. Începând cu anul 2013, în cadrul participării la ETS nu se mai alocă certificate gratuite pentru

producerea de energie electrică. Se alocă însă certificate gratuite pentru emisiile aferente producerii energiei termice pentru populaţie în cogenerare de înaltă eficienţă sau în centrale termice cu eficienţă la nivelul BREF-BAT. Alocarea gratuită este acordată în procent de 80% din cantitatea determinată în anul 2013, scăzând la 30% în anul 2020 şi la 0% în anul 2027.

La definirea Scenariului I – Opţiunea 8 s-a avut în vedere ca noua capacitate, instalaţia cu turbină cu gaze şi cazan recuperator, să respecte criteriile prin care se defineşte cogenerarea de înaltă eficienţă, conform Directivei 8/2004 (respectiv HG 219/2007 privind promovarea cogenerării bazate pe cererea de energie termică utilă), şi s-au luat în considerare valorile de referinţă pentru producerea separată a energiei electrice şi termice conform Deciziei Comisiei Europene 2007/74/CE. Astfel, ITG+CR prevăzut are eficienţa globală > 75% şi conduce la o economie de energie primară > 10%.

Parametrii de bază care rezultă prin predimensionare sunt următorii:

Instalaţia cu turbină cu gaze şi cazan recuperator (ITG+CR) Turbina cu gaze Putere electrică (condiţii ISO): 18 MW - Iarna (-15ºC): cca 19,5 MW


180

- Vara (20ºC): cca 17 MW Combustibil: gaze naturale Parametrii gazelor la intrarea în TG: cca 30 bar, 295ºC Eficienţa electrică brută: 30% Consum combustibil (condiţii ISO): cca 5.550 m3/h Cazanul recuperator de căldură cu producere de apă fierbinte Sarcina termică: 32,6 MWt, din care prin recuperare 22,6 MWt Tip combustibil pentru arderea suplimentară: gaze naturale Consum combustibil pentru arderea suplimentară: cca 820 m3/h Temperatura gaze ardere la coş: cca 120ºC

Cazan de apă fierbinte CAF1 şi CAF2 Bucăţi: 2 Sarcina termică nominală: 116,3 MWt Temperatură agent termic: 60ºC/150ºC Debit apă prin CAF: 1600 t/h Tip combustibil: gaze naturale / păcură Randament: - funcţionare pe gaze: 90% - funcţionare pe păcură: 89% Consum combustibil la sarcina nominală: - funcţionare pe gaze: cca 12.900 m3/h - funcţionare pe păcură: cca 9 t/h

Cazan de apă fierbinte CAF3 Bucăţi: 1 Sarcina termică: 87,2 MWt Temperatură agent termic: 60ºC/150ºC Debit apă prin CAF: cca 1150 t/h Tip combustibil: gaze naturale Randament: 90% Consum combustibil la sarcina nominală: cca 10.300 m3/h

Cazan de abur 14 t/h Bucăţi: 3 Debit abur: 14 t/h Presiune abur: 10 – 12 bar Temperatura abur: 190ºC Combustibil: gaze naturale, păcură cu S<1% Consum combustibil la sarcina nominală: - funcţionare pe gaze: cca 10.300 m3/h - funcţionare pe păcură: cca 1 t/h

5.3.2. Costuri unitare

Pentru a face estimări competente privind costurile totale pentru stabilirea şi utilizarea soluţiilor tehnice prezentate în paragraful 4.3, a fost realizat un set de costuri unitare.

Costurile unitare se bazează pe date obţinute din studii de fezabilitate elaborate de SC ISPE SA, lucrări de investiţii realizate în România în domeniul producerii şi furnizării energiei electrice şi termice, precum şi din literatura de specialitate.


asistenţă tehnică, proiectare, taxe şi cheltuieli neprevăzute.


181

Costurile unitare sunt prezentate în Anexa 17.

5.3.3. Costuri de investiţii

Valorile lucrărilor de investiţii propuse sunt prezentate în paragraful 4.3.2.

5.3.4. Costuri de operare, întreţinere şi administrative

Costurile de operare, întreţinere şi administrative, inclusiv costurile cu combustibilul sunt prezentate în paragraful 4.3.2.

5.4. Planul de implementare și eșalonarea investițiilor

5.4.1. Criterii pentru eşalonare

Criteriile pentru eşalonarea investiţiilor sunt următoarele: • Criteriile principale sunt termenele de conformare pentru Instalaţiile Mari de Ardere şi pentru

depozitul de zgură şi cenuşă, care impun realizarea capacităţilor noi corelat cu aceste termene, pentru a nu periclita alimentarea consumatorilor.

• Alte criterii generale considerate sunt următoarele: Termenele prevăzute pentru obiectivele naţionale şi ţintele municipale; Capacitatea beneficiarului de a implementa investiţiile; Capacitatea beneficiarului de a opera facilităţile; Capacitatea de cofinanţare a beneficiarului; Capacitatea consumatorilor de a plăti pentru serviciile îmbunătăţite şi voinţa acestora de a plăti.

• Eşalonarea investiţiilor în sistemul de transport şi distribuţie este agreată cu autoritatea locală şi operatorul şi ţine seama de mărimea sistemului de transport şi distribuţie şi de volumul de lucrări practic posibil a fi realizat într-un oraş de mărimea municipiului Oradea, fără a afecta major traficul şi starea de bine a populaţiei;

• Eşalonarea investiţiilor pentru dezvoltarea surselor regenerabile este agreată cu autoritatea locală şi ţine seama de stadiul actual al cercetărilor privind potenţialul de dezvoltare în zonă.

5.4.2. Planul de implementare şi planul de eşalonare

Eşalonarea investiţiilor este prezentată în Anexa 11. Valoarea investiţiilor este prezentată în preţuri 2009 şi în preţuri curente. Valoarea în preţuri curente a fost determinată aplicând rata inflaţiei şi cursul de schimb leu/euro

prognozate de CNP (iunie 2009) pentru perioada 2010-2029.

5.5. Evaluarea impactului măsurilor propuse

5.5.1. Impactul asupra mediului

Protecţia mediului este un obiectiv de interes major menit să conducă la o dezvoltare durabilă a societăţii pe principii şi elemente strategice reglementate prin legislaţie.

Protecţia mediului poate şi trebuie să fie un criteriu important în luarea deciziilor privind varianta optimă de echipare, deoarece este necesară respectarea legislaţiei de mediu, iar efectele economice care decurg din această analiză pot fi majore.


182

Impactul asupra mediului înconjurător trebuie analizat în acord cu regulile şi normele impuse în România, armonizate cu normele şi recomandările europene referitoare la protecţia mediului.

În toate opţiunile de echipare analizate se vor respecta prevederile şi reglementările din legislaţia de mediu în vigoare la această dată în ţara noastră şi anume: • Legea nr. 265/2006, care aprobă cu modificări Ordonanţa de Urgenţă nr. 195/2005 privind

protecţia mediului, modificată şi completată cu OUG nr. 164/2008; • Legea Protecţiei Atmosferei nr. 655/2001 care urmăreşte prevenirea, eliminarea, limitarea

deteriorării şi ameliorarea calităţii atmosferei, în scopul evitării efectelor negative asupra sănătăţii omului şi mediului, asigurându-se alinierea la normele juridice internaţionale şi la reglementările Uniunii Europene;

• Legea Apelor nr. 107/1996, cu modificările şi completările din Legea nr. 310/2004 şi Legea nr. 112/2006, care urmăreşte conservarea, dezvoltarea şi protecţia resurselor de apă, precum şi protecţia împotriva oricărei forme de poluare şi de modificare a caracteristicilor apelor de suprafaţă şi subterane;

• Legea nr. 84/2006, care aprobă cu modificări Ordonanţă de urgenţă nr. 152/2005 privind prevenirea şi controlul integrat al poluării;

• Legea Securităţii şi Sănătăţii în Muncă nr. 319/2006 şi Normele generale de Protecţia muncii; • Ordin MAPM nr. 860/2002 pentru aprobarea procedurii de evaluare a impactului asupra mediului

şi de emitere a acordului de mediu, modificat de Ordinul nr. 210/2004; • Ordin MAPM nr. 863/2002 pentru aprobarea ghidurilor aplicabile procedurii cadru de evaluare a

impactului asupra mediului; • HG nr.1213/2006 privind stabilirea procedurii-cadru de evaluare a impactului asupra mediului

pentru anumite proiecte publice şi private.

Pentru asigurarea necesarului de energie termică a municipiului Oradea s-au analizat, în cadrul a 3 scenarii, 10 opţiuni de echipare, constând în instalaţii de ardere (cazane de abur sau apă fierbinte, module de cogenerare – turbine cu gaze şi cazane recuperatoare) cu funcţionare pe combustibil gazos, solid (cărbune).

Principala sursă de poluare a aerului o constituie substanţele poluante evacuate în atmosferă cu gazele de ardere provenite din arderea combustibilului.

Evacuarea gazelor de ardere provenite de la noile instalaţii de ardere se va realiza prin intermediul unor coşuri de fum noi.

În toate opţiunile analizate, instalaţiile de ardere, care vor acoperi necesarul de energie a consumatorilor urbani şi industriali vor trebui să respecte prevederile legislative în vigoare privind protecţia calităţii aerului şi anume:

HG nr. 541/2003 (reprezintă transpunerea Directivei 2001/80/EC – Directiva LCP) privind stabilirea unor măsuri pentru limitarea emisiilor în aer ale anumitor poluanţi proveniţi din instalaţii mari de ardere cu modificările din HG nr. 322/2005, principala reglementare care guvernează sectorul producerii energiei, privind limitarea emisiilor de poluanţi (SO2, NOx şi pulberi) în aer de la centrale mari, cu puterea termică egală sau mai mare de 50 MWt, pentru orice tip de combustibil (solid, lichid sau gazos) şi din HG nr. 1502/2006 pentru modificarea Hotărârii Guvernului nr. 541/2003;

Ordin MAPM nr. 592/2002 (Directiva 2008/50/EC – Directiva calitate aer), pentru aprobarea Normativului privind stabilirea valorilor limită, a valorilor de prag şi a criteriilor şi metodelor de evaluare a dioxidului de sulf, dioxid de azot şi oxizi de azot, pulberi în suspensie (PM10 şi PM 2,5), plumb, benzen, monoxid de carbon şi ozon în aerul înconjurător, modificat şi completat de Ordinul nr. 27/2007 pentru modificarea şi completarea unor ordine, care transpun acquis-ul comunitar de mediu;

Ordinul MAPPM nr. 462/1993 – Condiţii tehnice privind protecţia atmosferei pentru instalaţii de ardere sub 50 MWt şi pentru valoarea limită de emisie a monoxidului de carbon.

În prezent se află în dezbatere la Comisia Europeană şi cu statele membre o propunere de modificare a valorilor limită de emisie a substanţelor poluante din gazele de ardere sub forma unei noi


183

Directive privind emisiile industriale, care se va aplica la instalaţiile mari de ardere cu puterea termică mai mare de 20 MWt. În această analiză s-au luat în considerare şi noile valori propuse.

În continuare sunt prezentate VLE (tabelul 5.7) pentru soluția optimă propusă (Scenariul I – Opțiunea 8), care constă în reabilitarea echipamentelor existente (C1 cu măsuri de conformare cu legislaţia de mediu) şi montarea de echipamente noi – (ITG+CR) şi CAF-urile de 50 respectiv 100 Gcal/h.

Tabelul 5.7 – Valorile limită de emisie a substanţelor poluante în gazele de ardere

Substanţa poluantă [mg/Nm3]

Instalaţia de ardere Puterea termică

Combus-tibil

utilizat Legislaţie

SO2 NOx PM CO

O2 (%)

HG nr. 541/2003 sau Ordin nr. 462/1993 35 300* 5 100 3 IMA1(CA

1) 114 MWt

Gaz natural Noua Directivă LCP 35 100 5 100 3

HG nr. 541/2003 sau Ordin nr. 462/1993 35** 50 5** 100** 3 IMA nou

(ITG+CR) 58,8

Gaz natural Noua Directivă LCP

sau Ordin nr. 462/1993 35** 50 5** 100 15

HG nr. 541/2003 sau Ordin nr. 462/1993 35 150 5 100 3 CAF 1 ***

100Gcal/h 116 MWt


sau Ordin nr. 462/1993 35 100 5 100 3

HG nr. 541/2003 sau Ordin nr. 462/1993 35 150 5 100 3 CAF 2

100Gcal/h 116 MWt


sau Ordin nr. 462/1993 35 100 5 100 3

HG nr. 541/2003 sau Ordin nr. 462/1993 35 150 5 100 CAF 3

50 Gcal/h 63 MWt


sau Ordin nr. 462/1993 35 100 5 100 3 Notă: *termen de conformare - 31. 12. 2010; ** conţinut de O2 de 3%;

*** Cazanele nr. 1 şi 2 de 100 Gcal/h vor funcţiona în mod uzual pe gaze naturale; în mod exceptional, este prevăzută şi posibilitatea de funcţionare pe combustibil lichid – păcură, pentru o perioadă de maxim 10 zile pe an, în conformitate cu art. 12, alin. 5 din HG 541/2003 modificată de HG 322/2005.

Arderea combustibililor fosili şi a deşeurilor în cazanele energetice va conduce la prezenţa

următoarelor substanţe poluante în aerul înconjurător, care, suprapunându-se peste fondul local, nu trebuie să depăşească valorile prezentate în tabelele 5.8 – 5.14.

• Bioxidul de sulf (SO2), care se formează în urma arderii combustibililor fosili cu conţinut de sulf şi care se regăseşte în cantitatea cea mai mare în gazele de ardere evacuate în atmosferă prin coşurile de fum ale centralelor electrice

Tabelul 5.8 - Bioxid de sulf [μg/m3]

Sănătate umană Ecosisteme Specificație Orară* Zilnică** Anuală Valori limită 350 125 20 Prag superior - 75 12 Prag inferior - 50 8

Prag alertă 500, trei ore consecutiv pe o arie mai mare de 100 km2 sau o întreagă zonă/ aglomerare


184

* depăşire de 24 ori pe an [PER 99,7]; ** depăşire de 3 ori pe an [PER 99,2] • Oxizii de azot (NOX), care includ atât oxidul de azot (NO) – datorat arderii combustibililor fosili

în cazanele energetice, dar în special traficului, cât şi bioxidul de azot (NO2) – datorat oxidării ulterioare a oxidului de azot

Tabelul 5.9 - Oxizi de azot [μg/m3]

Sănătate umană Orară* Anuală Specificație

01.01.2007 01.01.2010 01.01.2007 01.01.2010 Vegetaţie

Valori limită 260 200 52 40 30 Prag superior 140 32 24 Prag inferior 100 26 19,5

Prag alertă 400, trei ore consecutiv pe o arie mai mare de 100 km2

sau o întreagă zonă/ aglomerare * depăşire de 18 ori pe an [PER 99,7]

• Pulberile (PM10), care se datorează particulelor foarte fine, cu diametrul mai mic de 10 μm, care

rămân în suspensie în aer. Acestea pot proveni atât din surse natural, cât şi industriale (arderea combustibililor fosili cu conţinut ridicat de cenuşă, din spulberările de praf din depozitele de cărbune sau de zgură şi cenuşă, din traficul autovehiculelor)

Tabelul 5.10 - Pulberi [μg/m3]

Zilnică Anuală Specificație 01.01.2007 01.01.2010 01.01.2007 01.01.2010

Valori limită 50* 50** 40 20 Prag superior 30** 14 Prag inferior 20** 10

Prag alertă 400, trei ore consecutiv pe o arie mai mare de 100 km2

sau o întreagă zonă/ aglomerare

• Plumb (Pb), care provine în mod special din trafic şi din industria prelucrătoare

Tabelul 5.11 - Plumb [μg/m3]

Specificație Anual Valori limită 0,5*

Prag superior 0,35 Prag inferior 0,25

* de la 01.01.2007 sau 01.01.2010 în vecinătatea surselor contaminate

• Benzen (C6H6)

Tabelul 5.12 - Benzen [μg/m3]

Anual Specificație 01.01.2007 01.01.2010 Valori limită 8,0 5,0

Prag superior 3,5

Prag inferior 2,0

• Monoxidul de carbon (CO), care este rezultatul arderii parţiale a combustibilului în autovehicule

şi în cazanele energetice


185

Tabelul 5.13 - Monoxid de carbon [μg/m3]

Specificație Valoarea maximă zilnică a mediilor pe 8 ore

Valori limită 10 Prag superior 7 Prag inferior 5

• Ozonul (O3), un poluant secundar, care apare la joasă altitudine ca rezultat al reacţiilor chimice şi

fotochimice dintre bioxidul de azot şi hidrocarburile prezente în atmosferă

Tabelul 5.14 - Ozon [μg/m3]

Specificație Sănătate umană*

Vegetaţie (AOT ‘40)

Valori ţintă 120 Obiective pe termen lung 120 Prag alertă 204, media orară trei ore consecutiv Prag informare 180, media orară

* valoare maximă zilnică a mediilor pe opt ore Precizăm că, în funcţie de poluarea de fond locală şi de cele mai bune tehnici disponibile,

Autoritatea Competentă de Protecţia Mediului (ARPM Cluj-Napoca) va stabili valorile limită ale emisiilor de substanţe poluante evacuate în atmosferă pentru sursele de poluare din opţiunea aleasă pentru alimentarea cu energie termică a minicipiului Oradea.

Pentru instalaţii care funcţionează cu combustibili solizi, monitorizarea emisiilor de substanţe poluante în gazele de ardere se va realiza astfel:

putere termică ≥ 100 MWt: monitorizare continuuă; putere termică < 100 MWt: monitorizare discontinuă sau alte proceduri de determinare adecvate,

verificate şi aprobate de APM, cu o frecvenţă de cel puţin 6 luni sau cea stabilită de APM;

În ceea ce priveşte ceilalţi factori de mediu (apă, sol, zgomot, managementul deşeurilor), pentru toate variantele analizate se va respecta legislaţia de mediu în vigoare, şi anume:

calitatea apelor uzate evacute va respecta indicatorii prevăzuţi în HG nr. 188/2002, cu completările şi modificările din HG nr. 352/2005;

nivelul de zgomot la limita incintelor va respecta valorile maxime prevăzute de STAS nr. 10009/1988 - Acustica Urbană, de 65 dB(A);

depozitul de zgură şi cenuşă - HG. nr. 349/2005 privind depozitarea deşeurilor, modificată şi completată de HG nr. 210/2007 pentru modificarea şi completarea unor acte normative, care transpun acquis-ul comunitar în domeniul protecţiei mediului;

colectarea, gestionarea şi depozitarea deşeurile rezultate în timpul executării lucrărilor de construcţii montaj vor respecta prevederile din OUG nr. 78/2000 privind regimul deşeurilor, aprobată cu modificări şi completări prin Legea nr. 426/2001, modificată de OUG 61/2006, aprobată prin Legea nr. 27/2007.

Monitorizarea indicatorilor de calitate a apelor uzate evacuate în receptori se va realiza în funcţie de parametri care trebuie determinaţi continuu, zilnic, lunar, trimestrial sau semestrial.

Nivelul de zgomot se va monitoriza semestrial, ziua şi noaptea, în punctele stabilite de comun acord cu APM.

Emisiile de poluanţi în sol se vor monitoriza cu o frecvenţă semestrială/anuală sau stabilită de APM.

Din punct de vedere al dispersiei substanţelor poluante în atmosferă, opţiunile în care producerea energiei electrice şi termice se realizează în mod centralizat sunt favorabile celor parţial sau complet descentralizat.


186

În fiecare din cele 3 scenarii analizate echipamentele reabilitate sau cele noi vor respecta prevederile legislaţiei de mediu din ţara noastră şi din UE, astfel încât impactul funcţionării acestora asupra mediului înconjurător să fie în limitele acceptabilităţii.

Emisiile de CO2 Emisiile de CO2 vor fi reduse după realizarea investiţiei cu cca 665.000 tone/an faţă de

scenariul BAU. Începând cu anul 2013, certificatele de emisii de GES pentru emisiile aferente energiei electrice

produse trebuie cumpărate integral, indiferent de eficienţa producerii. Pentru emisiile aferente energiei termice pentru populaţie, pentru care numărul de certificate alocate gratuit scade de la 80% în 2013, la 30% în 2020, respectiv 0% în 2027, Opţiunea 8 conduce la o cantitate mai mică de achiziţionat, datorită eficienţei înalte a producerii acesteia în cogenerare în instalaţa cu turbină cu gaze şi cazan recuperator.

5.5.2. Impactul asupra sănătăţii publice

Conform încadrării localităţilor in punct de vedere al calităţii aerului, în baza Ordinelor MMGA nr. 346 ÷ 352/2007 privind aprobarea încadrării localităţilor din cadrul Regiunilor 1 ÷ 7 în liste, potrivit prevederilor Ordinului MAPM nr. 745/2002, municipiul Oradea se încadrează în prezent astfel: • pentru SO2 şi pulberi: în Lista 1 , deoarece nivelurile concentraţiilor sunt mai mari decât valoarea

limită plus marja de toleranţă; • pentru NOx: în Sublista 3.1, deoarece nivelurile concentraţiilor sunt mai mici decât valoarea

limită, dar între aceasta şi pragul superior de evaluare.

Implementarea investiţiilor va conduce la îmbunătăţirea calităţii aerului, ceea ce va avea un impact pozitiv asupra sănătăţii celor peste 200.000 de locuitori ai municipiului Oradea.

5.5.3. Impactul socio-economic

Deoarece Scenariul I - Opţiunea 8 conduce, dintre opţiunile analizate, la cel mai mic preţ al energiei termice, implementarea acestei opţiuni va avea un impact pozitiv atât direct asupra populaţiei, cât şi indirect, prin nivelul subvenţiei acordate de autoritatea locală.

5.5.4. Securitatea alimentării

Scenariul I - Opţiunea 8 conduce la creşterea securităţii alimentării cu energie termică în municipiul Oradea, prin următoarele aspecte:

Echipamentele nou instalate au o fiabilitate crescută faţă de echipamentele existente, ajunse la limita duratei de viaţă;

Se utilizează resurse regenerabile care aduc un aport la înlocuirea gazelor naturale, în special pentru producerea de apă caldă de consum;

Preţul energiei termice fiind suportabil de către populaţie, va avea ca efect evitarea unor deconectări ulterioare.

5.6. Atingerea țintelor

Contribuţia Scenariului I - Opţiunea 8 la atingerea ţintelor naţionale şi municipal, prezentate în paragraful 1.3, este prezentată, pe etape, în tabelul 5.15.


187

Tabelul 5.15 - Efectele investiţiilor propuse în Scenariul I - Opţiunea 8

Nr Rezultate UM Etapa 2013 Etapa 2016 Conformarea cu Directiva LCP - Da Da - reducerea emisiilor de SO2 tone 13.065 13.065 - reducerea emisiilor de NOx tone 1.315 1.315

1

- reducerea emisiilor de pulberi tone 1.171 1.171 2 Reducerea emisiilor de CO2 tone/an 520.715 655.480 3 Creşterea ponderii surselor

regenerabile în consumul final % - 3,6

4 Nivelul pierderilor în sistemul de transport şi distribuţie (actual: 39,7%)

% 27,4 15

5.7. Cerinţe instituţionale

Conform angajamentelor asumate, a fost creat cadrul instituţional pentru coordonarea, implementarea şi gestionarea instrumentelor structurale prin adoptarea Hotărârii Guvernului nr.497/2004, cu modificările şi completările ulterioare, prin care au fost desemnate structuri instituţionale armonizate cu structurile comunitare specifice.

Ministerul Finanţelor Publice, prin Autoritatea pentru Coordonarea Instrumentelor Structurale, îndeplineşte rolul de coordonator naţional al instrumentelor structurale.

Cadrul instituţional la nivel local trebuie să asigure atât capabilitatea beneficiarului – autoritatea locală, cât şi capabilitatea SC Electrocentrale Oradea SA - operator al sistemului de încălzire centralizată - de a implementa investiţiile propuse şi de a opera facilităţile noi sau reabilitate.

Autoritatea locală – cerinţe instituţionale Autorităţii locale îi revin atribuţii importante în cadrul implementării proiectului, în special în

procesul de achiziţie, contractare şi plăţi. Este necesară stabilirea unui contract cadru între Autoritatea de Management şi Consiliul local,

care să definească responsabilităţile, fluxurile financiare şi toate celelalte cerinţe necesare implementării proiectului.

La nivelul autorităţii locale trebuie înfiinţată o Unitate de Management a Proiectului (UMP) formată din specialişti cu expertiză în domeniile tehnic, achiziţii, financiar, juridic.

UMP va avea ca responsabilităţi: • Monitorizarea procurării în vederea respectării cerinţelor legale; • Monitorizarea plăţilor în vederea respectării cerinţelor legale; • Activităţi tehnice; • Raportări către Autoritatea de Contractare; • Evaluarea internă.

Operatorul SC Electrocentrale Oradea SA– cerinţe instituţionale SC Electrocentrale Oradea SA, ca operator al sistemului de încălzire centralizată din municipiul

Oradea, va avea responsabilitatea operării infrastructurii finanţate cu suport UE. Trebuie înfiinţată şi la nivelul operatorului o echipă de implementare a proiectului, pentru

ţinerea permanentă a legăturii cu echipa de proiect din cadrul autorităţii locale, în vederea sprijinirii implementării proiectului şi familiarizării cu noua infrastructură, încă din fazele premergătoare punerii în funcţiune.

Având în vedere că proiectul va avea şi o campanie de informare a publicului în vederea încurajării măsurilor de creştere a eficienţei energetice şi de reducere a poluării, la nivelul operatorului trebuie realizate unele modificări organizaţionale. În acest sens, este necesară crearea unui compartiment de marketing.


188

5.8. Concluzii

Pentru reabilitarea sistemului de încălzire centralizată în Scenariul I - Opţiunea 8 (soluția propusă), este necesar un efort investiţional de 192.175 mii Euro.

Realizarea acestei investiţii va asigura respectarea cerinţelor privind protecţia mediului, va respecta termenele de conformare asumate prin Tratatul de Aderare, va conduce la conformarea cu obiectivele din strategiile naţionale privind sectorul energetic şi, în special, sectorul alimentării centralizate cu energie termică.

Proiectul va avea o contribuţie importantă la atingerea ţintelor POS Mediu – Axa Prioritară 3. De asemenea proiectul va avea o contribuţie importantă la atingerea ţintelor privind eficienţa

energetică şi creşterea ponderii surselor regenerabile, precum şi la reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră.


189

6. ANALIZA SUPORTABILITĂTII COSTURILOR

Analiza suportabilităţii costurilor aferente consumului de energie termică furnizată populaţiei din municipiul Oradea de către S.C. Electrocentrale Oradea S.A se elaborează pe baza veniturilor medii lunare pe o gospodărie şi a consumului de energie termică înregistrat. În cadrul analizei se compară capacitatea populaţiei de a suporta cheltuielile aferente energiei termice consumate în funcţie de veniturile lunare realizate. Populaţia cu venituri mai mici decât media veniturilor la nivel naţional beneficiază de subvenţii din partea Autorităţii Publice Locale pentru diferenţa de preţ. Stabilirea dreptului la ajutorul pentru încălzirea locuinţei cu energie termică se realizează în condiţiile OUG nr. 57/2006 prin dispoziţie a primarului, care va conţine compensarea procentuală, în funcţie de venitul net mediu lunar pe membru de familie, precum şi de valoarea calculată prin înmulţirea consumului maxim lunar stabilit pe tip de apartament şi în funcţie de zona de temperatură cu preţul local de referinţă (PLR).

6.1. Premisele analizei

Analiza gradului de suportabilitate ţine seama de următoarele elemente: • cantitatea de energie termică consumată; • costul de producere a energiei termice; • veniturile nete medii lunare pe gospodărie; • sistemul actual de subvenţii sociale; • impactul asupra suportabilităţii.

6.1.1. Consumul mediu de căldură pe gospodărie

Consumul mediu de căldură la nivel de gospodărie pentru municipiul Oradea, actual şi de perspectivă, se consideră având valorile din tabelul 6.1.

Tabelul 6.1 - Consum mediu de căldură pentru o gospodărie din municipiul Oradea

Specificație 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Consum mediu pe gospodărie

(Gcal/lună) 0,84 0,83 0,82 0,81 0,80 0,79

Nivelul cantităţilor de energie termică consumată depinde în mare măsură de temperaturile

înregistrate în lunile de iarnă. Cu toate acestea, trendul general care se înregistrează în ultimii ani este acela de scădere a cantităţii de energie termică consumată, atât de către consumatorii casnici (populaţie), cât şi de consumatorii industriali.

În cazul consumatorilor casnici, reducerea consumului de energie termică înregistrată în ultimii ani a fost determinată în principal de următorii factori: • izolarea termică a clădirilor corelată cu instalarea repartitoarelor de costuri; • temperaturi medii mai mari decât cele normale.


190

6.1.2. Costuri de exploatare

Costurile de exploatare au un impact direct şi semnificativ asupra indicatorilor de suportabilitate, datorită faptului că fundamentarea tarifelor locale pentru serviciul public de alimentare cu energie termică se face pe baza costurilor de exploatare.

Evoluţia structurii costurilor de exploatare înregistrată în ultimii ani a evidenţiat o creştere a ponderii costurilor fixe şi o scădere a ponderii costurilor variabile, în principal ca urmare a scăderii cantităţii de energie termică furnizată.

Principalele categorii de costuri sunt reprezentate de către costurile cu combustibilul şi cele cu personalul.

Costurile cu combustibilul au înregistrat creşteri în ultimii ani, în principal ca urmare a creşterii preţurilor unitare ale acestuia, fie în contextul alinierii preţurilor naţionale la cele internaţionale, fie ca urmare a creşterii preţurilor acestora pe piaţa internaţională, dar şi a creşterii accelerate a preţurilor de transport (în cazul cărbunelui).

Costurile cu personalul au crescut ca urmare a creşterilor salariale (situaţie generală înregistrată în sectorul de servicii municipale din România în ultimii ani), creşteri care însă nu au fost corelate cu restructurări şi creşteri ale productivităţii muncii.

Costul actual al energiei termice produsă de SC Electrocentrale Oradea SA este de 217,34 lei/Gcal (inclusiv TVA).

Costul unitar actualizat (CUA) pentru energia termică rezultat în scenariile propuse şi analizate sunt prezentate în tabelul 6.2.

Tabelul 6.2 - CUA pentru energia termică livrată populaţiei în municipiul Oradea (în Euro/Gcal)

Specificaţie CUA energie termică (Euro/Gcal)

Scenariul I Optiunea 1 86,33 Optiunea 2 83,60 Optiunea 3 83,57 Optiunea 4 85,12 Optiunea 5 88,88 Optiunea 6 87,33 Optiunea 7 85,62 Optiunea 8 79,10

Scenariul II 89,34 Scenariul III 93,92

6.1.3. Venitul mediu disponibil al gospodăriilor din municipiul Oradea

Analizând structura veniturilor gospodăriilor la nivel naţional pe anii 2007 şi 2008, în zonele urbane totalul veniturilor monetare reprezintă 77,31% din total venituri, principala categorie de venituri fiind constituită din salarii, acestea reprezentând de 55,83% din venituri. În zonele urbane, echivalentul consumului din producţia proprie reprezintă 5,5% din total venituri.

Pentru anul 2008, în zonele urbane, totalul veniturilor monetare reprezintă 78% din total venituri. Cea mai importantă categorie de venituri este reprezentată tot de salarii, acestea deţinând o pondere de 56,38%. A doua categorie de venituri este reprezentată de veniturile sociale (17,05%).


191

Institutul Naţional de Statistică nu furnizează informaţii referitoare la veniturile medii ale gospodăriilor la nivel local. Pentru obţinerea unei baze rezonabile privind evaluarea suportabilităţii, venitul mediu a fost estimat.

Venitul mediu disponibil este derivat din venitul mediu disponibil la nivel naţional prin aplicarea unui factor de corecţie calculat ca raport dintre salariul mediu din zonă şi salariul mediu naţional.

Venitul mediu brut disponibil la nivel naţional este prezentat în tabelul 6.3.

Tabelul 6.3 - Venit mediu brut disponibil la nivel naţional

Venituri gospodării (lei/lună) Anul 2007 Anul 2008 Venituri medii gospodării 1686,7 2136,4 Zona urbană 1906,3 2428,6

Sursa: Institutul Naţional de Statistică

Pentru calcularea veniturilor disponibile la nivelul gospodăriilor, sumele plătite din bugetul acestora pentru taxe, impozite şi elemente similare la nivel naţional pentru anii 2007, respectiv 2008, sunt prezentate în tabelul 6.4.

Tabelul 6.4 - Taxe şi impozite la nivel naţional

Taxe şi impozite (lei/lună) Anul 2007 Anul 2008 Taxe, impozite, etc. la nivel naţional 231,3 305,6 Zona urbană 333,1 435,7

Sursa: Institutul Naţional de Statistică

Astfel, venitul mediu net disponibil pe gospodărie rezultat la nivel naţional este prezentat în tabelul6.5.

Tabelul 6.5 - Venit mediu net disponibil la nivel naţional

Venit mediu disponibil per gospodărie Anul 2007 Anul 2008 Venituri medii nete disponibile 1455,5 1830,8 Zona urbană 1573,2 1992,9

Sursa informaţiilor utilizate în calcule: Institutul Naţional de Statistică

În estimarea venitului mediu la nivelul municipiului Oradea s-a plecat de la venitul mediu disponibil din zona urbană la nivelul anului 2008, care a fost corectată cu un factor de corecţie. Estimarea factorului de corecţie pentru municipiul Oradea a derivat din raportul dintre salariul mediu la nivelul judeţului Bihor (988,42 lei/lună) şi media naţională (1042 lei/lună). Astfel, a rezultat un factor de corecţie de 94,9%.

Pentru calculul venitului mediu disponibil pentru gospodăriile din municipiul Oradea s-a ajustat venitul naţional mediu disponibil al al gospodăriilor din mediul urban cu factorul de corecţie rezultat. A fost luat în considerare venitul naţional mediu disponibil al gospodăriilor din zonele urbane datorită faptului că populaţia din mediul rural nu beneficiază de serviciul de producere şi distribuţie a energiei termice în sistem centralizat.

Venitul mediu disponibil la nivelul anului 2008 pentru gospodăriile din municipiul Oradea este de 1.890 lei/lună.

Aceste venituri reprezintă baza de calcul a indicatorilor de suportabilitate pentru anul 2008. Pentru următorii ani, venitul mediu disponibil al gospodăriilor la nivel local a fost calculat prin ajustarea venitului aferent anului 2008 cu următorii factori: • inflaţia aferentă fiecărui an; • creşterea Produsului Intern Brut (PIB) în termeni reali.


192

Evoluţia venitului mediu net disponibil pentru gospodăriile din municipiul Oradea este prezentată în tabelul 6.6.

Tabelul 6.6 – Venit mediu net disponibil la nivelul municipiului Oradea

Anul 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Venit mediu pe gospodărie

(lei/lună) 1890,4 2034,5 2204,8 2400,5 2615,7 2842,0

Familiile şi persoanele singure cu venituri reduse, care utilizează pentru încălzirea locuinţei

energie termică furnizată în sistem centralizat, beneficiază de ajutor lunar pentru încălzirea locuinţei prin compensarea procentuală a valorii efective a facturii la energie termică conform OUG 57/2006.

Consiliile locale aprobă din bugetele locale ajutoare pentru încălzirea locuinţei peste cele stbilite în condiţiile OUG 57/2006, cu respectarea tranşelor de venituri. Limitele de venituri pentru acordarea ajutorului lunar pentru încălzirea locuinţei se corectează în funcţie de evoluţia preţurilor şi se aprobă prin hotarâre a Guvernului.

Pentru anul 2008, compensările şi categoriile de venituri aferente stabilite prin Hotarârea 1197/2007 privind acordarea de ajutoare pentru încălzirea locuinţei în sezonul rece 2007-2008, precum şi Hotarârea 1286/2008 privind acordarea de ajutoare pentru încălzirea locuinţei în sezonul rece 2008-2009 sunt: • în proporţie de 90% pentru familie, în situaţia în care venitul net lunar pe membru de familie,

respectiv al persoanei singure, se situează până la 155 lei; • în proporţie de 80% pentru familie, în situaţia în care venitul net lunar pe membru de familie,

respectiv al persoanei singure, se situează între 155,1 lei şi 210 lei; • în proporţie de 70% pentru familie, în situaţia în care venitul net lunar pe membru de familie,

respectiv al persoanei singure, se situează între 210 lei şi 260 lei; • în proporţie de 60% pentru familie, în situaţia în care venitul net lunar pe membru de familie,


respectiv al persoanei singure, se situează între 310 lei şi 255 lei; • în proporţie de 40% pentru familie, în situaţia în care venitul net lunar pe membru de familie,




respectiv al persoanei singure, se situează între 540,1 lei şi 615 lei.

În municipiul Oradea, în anul 2008 au beneficiat de subvenţie socială un număr mediu de 10.791 familii, pentru care autoritatea publică locală a alocat o sumă de 3.105.909 lei, distribuită după cum se prezintă în tabelul 6.7.

Pentru perioada de iarnă 2008-2009 consumatorii au plătit aproximativ 60% din factură, restul fiind suportat de la bugetul de stat (prin subvenţionarea costului de achiziţie a combustibilului) şi de la bugetul local prin subvenţia pentru diferenţe de preţ.

Suportabilitatea este diferită de bunăvoinţa de a plăti. Bunăvoinţa de a plăti se reflectă în colectarea plăţilor şi în faptul că în cazul în care consumatorul nu este mulţumit apelează la deconectarea de la servicii. În contextul încălzirii centralizate din România, bunăvoinţa de a plăti scoate în evidenţă două grupuri sensibile de consumatori:

grupurile cu venituri mici care doresc să plătească mai puţin din cauza bugetului;

Documents

· STRATEGIA DE ALIMENTARE CU ENERGIE TERMICĂ A MUNICIPIULUI ORADEA 93 Sursa: Anuarul Statistic al României, anul 2008 Tabelul 4.4 – Proiecţii privind creşterea economică