f4045-01-03-act1-pagina curenta - municipiul ploiesti hotarari/aprilie2007/revizie... · web...

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0

Cod document: I-490.42.001-G0-002Serie de modificare

Pag. 2

CUPRINS

I. MEMORIU nr. pag.

CAP.1 INFORMAŢII GENERALE ...……………………………………………………………… 51.1 Poziţionare geografică. Condiţii naturale ..…………………………………………. 51.2 Scurt istoric privind sistemul de termoficare din municipiul Ploieşti ……………… 71.3 Structura organizatorică şi structura acţionariatului …………….…………………. 9

CAP.2 SITUAŢIA ACTUALĂ A ALIMENTĂRII CU ENERGIE TERMICĂ A CONSUMATORILOR DIN MUNICIPIUL PLOIEŞTI …………………………………… 11

2.1 Prezentarea componentelor sistemului de termoficare …………………………… 11

2.1.1 Sursa de energie termică şi electrică CET Brazi …………..………………. 11

2.1.2 Sistemul primar de reţele termice de apă fierbinte …………………………. 13

2.1.3 Sistemul secundar de reţele termice de apă fierbinte ……………………… 14

2.1.4. Punctele termice ………………………………………………………………. 15

2.1.5 Centralele termice ……………………………………………………………… 16

2.2 Resurse primare utilizate. Evoluţia preţurilor combustibililor …………………….. 16

2.3 Producţii de energie electrică şi termică …………………………………………… 17

2.4 Situaţia la consumator ……………………………………………………………….. 17

2.4.1 Contorizare la nivel scara bloc/imobil ………………………………………… 17

2.4.2 Instalaţii interioare şi contorizare individuală ………………………………… 17

2.4.3 Anvelopa clădirilor – faţade, terase, tamplărie exterioară …………………. 18

2.5 Evoluţia preţului local al energiei termice. Subvenţii acordate …………………… 18

2.6 Rentabilitatea economică a activităţii de producere, transport şi distribuţie ... 192.6.1 Analiza comparativă a situaţiei generale a patrimoniului S.C DALKIA TERMO PRAHOVA SRL ……………………………………….. 19

2.6.2 Analiza contului de profit şi pierderi a S.C DALKIA TERMO PRAHOVA SRL …………………………………………………………………………………….. 21

2.7 Evaluarea situaţiei din punct de vedere a respectării cerinţelor de mediu ……… 22

CAP.3 ANALIZA POTENŢIALULUI DE DEZVOLTARE ECONOMICĂ A REGIUNII ……….. 25

3.1. Contextul regional ……………………………………………………………………. 25

3.1.1. Aspecte demografice …………………………………………………………. 26

3.1.2. Aspecte privind piaţa muncii …………………………………………………. 29

3.1.3 Industria …………………………………………………………………………. 37

3.1.4 Structură şi potenţial de dezvoltare ………………………………………….. 38

3.1.5 Agricultura ………………………………………………………………………. 403.1.6. Sectorul privat …………………………………………………………………. 403.1.7 Serviciile ………………………………………………………………………… 423.1.8 Infrastructura …………………………………………………………………… 423.1.9 Aspecte de mediu ……………………………………………………………… 47

3.2 Programe de investitii in regiune …………………………………………………….. 48

CAP.4 ANALIZA DE PIAŢĂ A RESURSELOR ENERGETICE PE TERMEN MEDIU ŞI LUNG ……………………………………………………………………………………….. 54

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 3

4.1 Piaţa resurselor energetice din România …………………………………………… 54

4.1.1 Prezentare generală ……………………………………………………………. 544.1.2 Piaţa de carbune ……………………………………………………………….. 564.1.3. Piata gazelor naturale …………………………………………………………. 614.1.4 Piaţa de produse petroliere ……………………………………………………. 714.1.5 Piaţa resurselor energetice regenerabile ……………………………………. 794.1.6 Piaţa biocombustibililor ………………………………………………………… 87

4.2 Resurse energetice disponibile în zonă …………………………………………….. 91

CAP.5. REGLEMENTAREA ACTIVITĂŢILOR DE PRODUCERE, TRANSPORT ŞI DISTRIBUŢIE A CĂLDURII; ROLUL ANRE, ANRSC ŞI ANRGN …………………… 95

CAP.6. ROLUL ADMINISTRATIEI LOCALE IN ASIGURAREA INCALZIRII MUNICIPIULUI PLOIEŞTI ………………………………………………………………………………….. 105

6.1 Responsabilităţile autorităţii administratiei publice locale in asigurarea incalzirii Municipiului Ploieşti ……………………………………………………………………….. 105

6.2 Protectia socială şi ajutoarele pentru utilităţi ……………………………………….. 107

CAP.7. PIAŢA DE ENERGIE ELECTRICĂ ŞI TERMICĂ ……………………………………… 109

7.1 Contextul sectorial ……………………………………………………………………. 109

7.2 Piaţa de energie electrică din România ……………………………………………. 110

7.2.1 Prezentare generalǎ …………………………………………………………… 1107.2.2. Participanţii la piaţa de energie electrică ……………………………………. 1247.2.3. Preţuri şi tarife ………………………………………………………………….. 130

7.3 Piaţa de energie electrică din Municipiul Ploiesti ………………………………….. 135

7.4 Piaţa de energie termică din România ……………………………………………… 137

7.4.1. Prezentare generalǎ …………………………………………………………… 1377.4.2 Preţuri şi tarife ………………………………………………………………….. 140

7.5 Piaţa de energie termică din Municipiul Ploieşti …………………………………… 141

CAP.8. LEGISLAŢIA ÎN DOMENIUL ENERGIE ŞI MEDIU …………………………………… 145

CAP.9. MĂSURI DE EFICIENTIZARE A FUNCŢIONĂRII SISTEMULUI INTEGRAT DE TERMOFICARE …………………………………………………………………………… 154

9.1 Necesitatea si oportunitatea eficientizarii sistemului de termoficare ……………. 154

9.2 Generalităţi privind măsurile abordate ……………………………………………… 156

9.3 Măsuri pentru îmbunãtăţirea eficienţei la consumatorii de căldurã ……………… 156

9.3.1 Contorizare la nivel scara bloc / imobil ………………………………………. 1569.3.2 Instalaţii interioare şi contorizare individuală ………………………………… 1569.3.3 Anvelopa clădirilor – faţade, terase, tamplărie exterioară …………………..

157

9.4 Măsuri de creştere a eficienţei energetice în sistemele de transport şi distribuţie 159

9.4.1 Sistemul de transport …………………………………………………………... 1599.4.2 Sistemul de distribuţie ………………………………………………………….. 1619.4.3 Punctele termice ………………………………………………………………... 1629.4.4 Sistem de monitorizare ………………………………………………………… 163

9.5 Necesarul de caldura la sursele de producere ……………………………………. 164

9.5.1 Premise care au stat la baza stabilirii necesarului de căldură ……………. 1649.5.2. Necesarul de energie termica in sistemul centralizat de alimentare cu

166

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 4

energie termica ………………………………………………………………………...9.5.3. Necesarul de energie termica la nivelul centralelor termice de zona ……. 167

CAP.10. IDENTIFICAREA SOLUŢIILOR POSIBILE DE ASIGURARE A ENERGIEI TERMICE ………………………………………………………………………………….. 169

10.1 Definirea soluţiilor tehnice de echipare a sursei centralizate de căldură ……… 171

10.2 Partea termomecanică ………………………………………………………………. 174

10.3 Instalaţii tehnologice electrice ………………………………………………………. 192

10.4 Lucrări aferente construcţiilor ……………………………………………………… 19510.5 Performante scontate a se obtine in urma lucrarilor de investitii ……………….. 197

CAP.11. ANALIZA TEHNICO-ECONOMICĂ COMPARATIVĂ A SOLUTIILOR ŞI ALEGEREA SOLUTIEI OPTIME ………………………………………………………. 198

11.1 Premise de calcul pentru analiza economica comparativă …………………….. 19811.2 Venituri anuale ………………………………………………………………………. 20111.3 Rezultatele analizei comparative. Selectarea variantei optime de echipare ….. 201

CAP.12. EVALUAREA EFORTULUI INVESTIŢIONAL PENTRU TOATE COMPONENTELE SISTEMULUI CENTRALIZAT ……………………………. 204

CAP.13. IDENTIFICAREA SURSELOR POSIBILE DE FINANŢARE ………………………… 206

CAP.14. ANALIZA DE EFICIENŢĂ ECONOMICĂ PE CONTURUL SISTEMULUI CENTRALIZAT …………………………………………………………………………… 217

14.1 Valoarea totalã de investiţie .………………………………………………………. 21714.2. Durata de realizare a lucrãrilor propuse…………………………………………… 21714.3 Eşalonarea investiţiei……………..………………………………………………… 21914.4 Premise de elaborare a analizei financiare………………………………………... 21814.5 Venituri anuale ………………………………………………………………………. 22014.6 Rezultatele analizei financiare ……………………………………………………… 22114.7 Gradul de suportabilitate a populaţiei de a achita factura la energia termică în urma implementării proiectului ……………………………………………………………. 221

CAP.15. STRUCTURA DE FINANŢARE PROPUSĂ …………………………………… 222

CAP.16. OPŢIUNI DE ÎNCĂLZIRE MUNICIPIUL PLOIEŞTI ……………………..……. 225

16.1 Premise de analiză ………………………………………………………………….. 22516.2 Rezultatele analizei comparative……………….…………………………………… 227

CAP.17. MĂSURI POLITICE ŞI ADMINISTRATIVE ……………………………………. 228

CAP.18. CONCLUZII ……………………………………………………………………….. 230

II. ANEXE pag.

ANEXA A Evoluţia sarcinii termice în Municipiul Ploieşti ……………………………………. 2ANEXA B Fluxul de venituri şi cheltuieli pentru sursa de căldură în soluţiile analizate ….. 8ANEXA C Fluxul de venituri şi cheltuieli pentru sistemul centralizat de alimentare cu

energie termică în soluţiile analizate……………………………………………... 10ANEXA D Fluxul de venituri şi cheltuieli pentru soluţiile de alimentare cu căldură la

consumatorii finali …………………………………………………………………… 4ANEXA E Program de rambursare a ratelor de împrumut pentru componentele 1 - 8…… 2ANEXA F Municipiul Ploieşti. Plan urbanistic general………………...……………………… 1ANEXA G Zonele de consum din Municipiul Ploieşti ………………………………………… 1

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 5

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 6

CAPITOLUL 1. INFORMAŢII GENERALE

1.1 Poziţionare geografică. Condiţii naturale

Judeţul Prahova este situat pe pantele sudice ale Carpaţilor Meridionali, având o suprafaţã de 4694 Kmp şi forma unui dreptunghi ce include în el toate formele de relief (munţi, dealuri şi cãmpii). Acest fapt a condus la multitudinea sistemelor de exploatare a solului şi subsolului, precum şi la o paletã largã a activitãţilor economice.

Limita nordicã desparte judeţul Prahova de judeţul Braşov, la est Buzãu, la vest Dâmboviţa, iar la sud judeţul Ilfov şi judeţul Ialomiţa. Judeţul este strãbãtut în lung de meridianul 260 care trece prin Ploieşti şi comuna Mâneciu şi paralela 450, care intersecteazã localitãţile Filipeştii de Pãdure şi oraşul Mizil.

Cele douã linii geografice se întretaie pe raza comunei Blejoi. Dacã în ceea ce priveşte suprafaţa, judeţul Prahova se claseazã în grupa judeţelor mici ale ţãrii, numãrul mare de locuitori a condus la o densitate dublã faţã de media pe ţarã, respectiv 186 de locuitori pe kilometru pãtrat.

Din punct de vedere al organizãrii administrative, judeţul Prahova are 103 de unitãţi administrativ teritoriale, din care 14 urbane (2 municipii şi 12 oraşe) şi 89 de comune.

Dispunând de o mare varietate a reliefului, cu un cadru natural de excepţie, teritoriul judeţului asigurã condiţii favorabile culturii cerealelor, pomiculturii, zootehniei şi silviculturii.

Subsolul a asigurat de-a lungul anilor însemnate resurse de tiţei, gaze naturale, cãrbune, sare şi alte roci utile, a cãror extracţie şi prelucrare au marcat, începând cu mijlocul secolului al XIX-lea, evoluţia economicã a acestei regiuni.

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 7

Municipiul Ploieşti, reşedinţa judeţului Prahova, cu o suprafaţã de 5844,83 ha, dintre care 5189,70 ha intravilan, este situat în partea sudicã a judeţului, la 60 km Nord de Bucureşti, 110 km Sud de Braşov, 70 Km Vest de Buzãu şi 50 km Est de Târgovişte.

Aşezat la sud de zona colinarã pericarpaticã şi la nord –vest de confluenţa celor 2 râuri principale Prahova şi Teleajen, municipiul se situeazã în câmpia piemontanã a Ploieştilor, între altitudinea de 140 m şi 180 m faţã de nivelul mãrii.

Zona periurbanã a municipiului cuprinde urmãtoarele comune: Blejoi, Bucov, Berceni, Bãrcãneşti, Târgşoru Vechi, Pãuleşti.

Domeniul public al Municipiului Ploieşti cuprinde:- Strãzi, poduri, podeţe, pasaje, pieţe publice, târguri şi oboare publice, stadion şi zonele de agrement;- Sistemele de alimentare cu energie termicã, de alimentare cu apã şi canalizare;- Sistemul de transport public local;- Cimitirele orãşeneşti, statuile, monumentele (dacã nu sunt declarate de interes naţional)- Locuinţele sociale;- Terenuri şi clãdiri în care îşi desfãşoarã activitatea instituţiile publice de interes local;- Adãposturi de protecţie civilã.

Domeniul privat al Municipiului Ploieşti este alcãtuit din bunuri aflate în proprietatea Municipiului şi care nu fac parte din domeniul public.

Reţeaua stradalã a Municipiului are o structurã radial – concentric şi s–a dezvoltat având la bazã reţeaua de drumuri naţionale, judeţene şi comunale care îl traverseazã.

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 8

Municipiul reprezintã un nod important în reţeaua de drumuri. În nomenclatura naţionalã, Municipiul aparţine Culoarului IV Paneuropen de Transport, constituit de Autostrada Bucureşti –Braşov şi Cale feratã de vitezã Bucureşti –Braşov.

Principalele ramuri industriale dezvoltate în municipiu sunt:- industria petrolierã (Rafinare - SNP PETROM SA - Sucursala Petrobrazi SA,

SC PETROTEL LUKOIL SA Ploieşti, SC ASTRA ROMÂNA SA Ploieşti, SC ROMPETROL RAFINĂRIE - Rafinăria Vega SA Ploieşti, Transport ţiţei şi produse petroliere finite prin conducte – SC CONPET SA Ploieşti, UZUC SA Ploieşti, SC UZTEL SA Ploieşti; Construcţie de pompe şi conducte de petrol - SC CIPROM SA Ploieşti, INSPET SA Ploieşti; Cercetare şi proiectare în domeniul petrolier - SNP PETROM SA - Sucursala INCERP Cercetare Ploieşti, IPIP SA Ploieşti, ICERP SA Ploieşti, SC PETROSTAR SA Ploieşti, ECUP Ploieşti);

- industria constructoare de maşini (SC Timken SA; Maşini unelte - SC UPETROM SA Ploieşti; Echipament tehnologic, de ridicat, echipament de construcţie - SC UBEMAR SA Ploieşti, “24 IANUARIE" SA Ploieşti, UZINA MECANICĂ Ploieşti; Echipamente de automatizare - AMPLO SA Ploieşti);

- industria materialelor tip construcţii (SC FEROEMAIL SA Ploieşti);- industria ceramicã (SC BIANCA ROMÂNIA SRL Ploieşti);- industria chimicã (SC PROGRESUL SA Ploieşti: SC Unilever South Central Europe SA);- industria textilã (SC DOROBANŢU SA Ploieşti);- industria tutunului (BRITISH AMERICAN TOBACCO INVESTIMENT);- industria alimentarã (Coca-Cola; Efes).

1.2 Scurt istoric privind sistemul de termoficare din municipiul Ploieşti

Serviciul public centralizat de producere – transport – distribuţie a energiei termice în Municipiul Ploieşti a fost concesionat operatorului S.C. DALKIA TERMO PRAHOVA S.R.L. în anul 2004. Operatorul a depus în permanenţã eforturi pentru modernizarea sistemului centralizat, a luat mãsuri de creşterea eficienţei energetice în sistemul de transport şi distribuţie, pentru îmbunãtãţirea eficienţei la consumatori, pentru creşterea rentabilitãţii economice a activitãţilor de producere, transport şi distribuţie a energiei termice.

Sistemul existent de alimentare centralizatã cu căldurã a Municipiului Ploieşti este alcătuit din:- Sursa de cãldurã şi de energie electricã: CET Brazi amplasatã la limita zonei industriale Brazi –

echipatã cu 3 cazane de abur de câte 420 t/h cu funcţionare pe gaze naturale şi pãcurã, 2 turboagregate de 105 MW,1 turboagregat de 50 MW şi 2 CAF –uri de câte 100 Gcal/h cu funcţionare pe gaze naturale;

- Sistemul primar de reţele termice de apã fierbinte, pentru alimentarea cu cãldurã a Municipiului Ploieşti (consumatorii urbani şi industriali), care este compus din urmãtoarele magistrale:

I VEST -NORD, II SUD, III MALU ROŞU, IV CENTRU, V MIHAI BRAVU şi VI VEST. Magistralele şi reţele primare aferente aparţin domeniului public şi au fost concesionate operatorului S.C. DALKIA TERMO PRAHOVA S.R.L.;

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 9

- Puncte termice pentru asigurarea cu cãldurã a consumatorilor urbani în numãr de 87 şi cele 22 pentru asigurarea cu cãldurã a consumatorilor industriali din zonele Nord, Vest, Malu Roşu, Centru, Sud, Democraţiei şi Calea Bucureşti sunt alimentate din CET Brazi. Punctele termice sunt exploatate de operatorul S.C. DALKIA TERMO PRAHOVA S.R.L.

- Reţea termicã secundarã, de la punctele termice la consumatorii urbani şi industriali, exploatatã de operatorul S.C. DALKIA TERMO PRAHOVA S.R.L.

De asemenea, în administrarea operatorului S.C. DALKIA TERMO PRAHOVA S.R.L. se aflã şi cele 2 centrale de cartier – CT Bucov şi CT 23 August – amplasate izolat, la distante relativ mari de reţelele existente de apã fierbinte. Aceste centrale au puterea instalatã de 3,40 Gcal/h şi o lungime traseu secundar de 0,5 km.

La situaţia iniţialã a sistemului centralizat erau alimentate cu cãldurã un numãr de 69 594 de apartamente.

Începând cu anul 2001, când piaţa a fost invadatã de centralele de apartament, au început debranşãrile de la sistemul centralizat, atingându-se valori maxime în perioada 2003 ÷ 2004.

Situaţia deconectãrilor /conectãrilor la sistemul centralizat faţã de situaţia iniţialã este urmãtoarea:

Specificaţie UM Anul 2001

Anul 2002

Anul 2003

Anul 2004 Anul 2005

Deconectãri - apartamente nr. ap. 941 841 1421 1176 1053

- populaţie aferentã nr. pers. 1882 1682 2842 2352 2106

Conectãri - apartamente nr. ap. 109 392 36 128 74

- populaţie aferentã nr. pers. 190 513 116 240 60

Grad de încasare a facturilor total, din care:

- populaţie%

%

81,73

88,38

Începând cu anul 2005, ca urmare a investiţiilor fãcute permanent de operatorul de termoficare pentru îmbunãtãţirea serviciilor, dar şi datoritã creşterii preţului gazelor naturale, numãrul debranşãrilor a început sã scadã. În acelaşi timp, au fost înregistrate conectãri de apartamente la sistemul centralizat de termoficare.

La sfarşitul anului 2005, erau alimentate cu cãldurã de la sistemul centralizat un numãr de 64138 apartamente, având o suprafaţã echivalentã termic de 621132 mp.

1.3 Structura organizatorică şi structura acţionariatului

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 10

S.C.DALKIA TERMO PRAHOVA SRL, este persoana juridicã românã, constituitã sub forma unei societãţi comerciale cu rãspundere limitatã.

Cei trei asociaţi care au decis constituirea societãţii sunt: - Judeţul Prahova, prin Consiliul Judeţean Prahova, cu sediul în Ploieşti, Bd.Republicii nr.2, reprezentat de Presedintele Consiliului Judeţean Prahova;- Municipiul Ploieşti, prin Consiliul Local al Municipiului Ploieşti, cu sediul în Ploieşti, Bd.Republicii nr.2, reprezentat de Primar;- S.C.DALKIA ROMĂNIA SRL, cu sediul în Bucureşti, sector 2, str. Frunzei, nr. 41, etaj 3, înmatriculatã la ORC Bucureşti sub nr.J 40/20081/1992, CUI : 1595802, reprezentatã de Dl.Jean-Michel Mazalerat, cetaţean francez.

Capitalul social al Societãţii la infiinţare exprimat în lei a fost: 33.000.000.000 lei (ROL), echivalent a 1.000.000 USD (1USD = 33.000 lei), integral subscris şi vãrsat la data înmatricularii Societãţii.

Capitalul social a fost împãrţit în 330.000 pãrţi sociale egale, fiecare de 100.000 lei (ROL), în întregime subscrise şi vãrsate la data înmatriculãrii.

Participarea la capitalul social a aparţinut Asociaţilor dupã cum urmeazã:- Judeţul Prahova – 3.300.000.000 lei (ROL), aport în numerar în lei, împãrţiţi în 33.000 pãrţi

sociale, reprezentând 10% din capitalul social al societãţii;- Municipiul Ploieşti – 3.300.000.000 lei (ROL), aport în numerar în lei, împãrţiţi în 33.000 pãrţi

sociale, reprezentând 10% din capitalul social al societãţii;- S.C.DALKIA TERMO PRAHOVA SRL – 26.400.000.000 lei (ROL), aport în numerar în lei,

împãrtiţi în 264.000 pãrţi sociale, reprezentând 80% din capitalul social al societãţii;

În baza încheierii nr.1392/15.02.2006 datã de judecãtorul delegat de Tribunalul Prahova la Oficiul Registrului Comerţului de pe lângã Tribunalul Prahova, s-a admis cererea formulatã de S.C.DALKIA TERMO PRAHOVA SRL privind majorarea capitalului social subscris de cãtre aceasta cu 1.856.000 RON, în conformitate cu actul adiţional atestat nr.138 din data de 10.02.2006.

În urma majorãrii, capitalul social total este de 5.156.000 RON divizat în 515.600 pãrţi sociale în valoare de 10 RON fiecare, fiind repartizate astfel:- Judetul Prahova, prin Consiliul Judeţean Prahova, valoare aport total: 330.000 RON, împãrţiţi

în 33.000 acţiuni, reprezentând cota de participare la beneficii şi pierderi 6,4%;- Municipiul Ploieşti, prin Consiliul Local al Municipiului Ploieşti, valoare aport total: 330.000

RON, împãrţiţi în 33.000 acţiuni, reprezentând cota de participare la beneficii şi pierderi 6,4%;- S.C.DALKIA TERMO PRAHOVA SRL, valoare aport total: 4.496.000 RON, împãrţiţi în 449.600

acţiuni, reprezentând cota de participare la beneficii şi pierderi 87,2%;

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 11

Scopul societãţii este de a asigura serviciul public de alimentare cu energie termicã produsã în mod centralizat în sistemul producere–transport -distribuţie, pentru Municipiul Ploieşti.

Organul de conducere al societãţii este Adunarea Generalã a Asociaţilor.

În cadrul S.C.DALKIA TERMO PRAHOVA SRL îşi desfăşoară activitatea (la 31.12.2005) un număr total de 565 salariaţi, stuctura organizatorică a societăţii fiind următoarea:

Nr. persoane1. Conducerea executivă 6 *)2. Personal administrativ, din care: 105

* conducere 4* TESA 68* maiştri 1

* muncitori 323. Personal producţie, din care: 276


* muncitori 2304. Personal distribuţie, din care: 184


* muncitori 170TOTAL GENERAL 565


* muncitori 432

*) Conducerea executivã: 6 persoane, se regãsesc la *conducere – poz.2, 3 şi 4.

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 12

CAPITOLUL 2. SITUAŢIA ACTUALĂ A ALIMENTĂRII CU ENERGIE TERMICĂ A CONSUMATORILOR DIN MUNICIPIUL PLOIEŞTI

2.1 Prezentarea componentelor sistemului de termoficare

2.1.1 Sursa de energie termică şi electrică CET Brazi

CET Brazi a fost realizatã în scopul producerii combinate de energie termicã şi electricã necesarã alimentãrii consumatorilor tehnologici aferenţi platformei industriale Brazi, consumatorilor urbani şi industriali din Municipiul Ploieşti. Centrala s-a dezvoltat în mai multe etape funcţie de cererea de energie termicã de pe piaţa zonalã.

Centrala produce energia electrică şi termică în regim de cogenerare, folosind drept combustibil păcura cu conţinut redus de sulf şi gaze naturale. Actualmente centrala asigură în principal alimentarea cu energie termică sub formă de apă fierbinte a sistemului de termoficare din Municipiul Ploieşti, care cuprinde punctele termice urbane şi cele ale consumatorilor industriali din zonele de Nord, Vest, Malu Roşu, Centru, Sud, Democraţiei şi Calea Bucureşti.

În anul 2004 printr-un contract de concesiune S.C. DALKIA TERMO PRAHOVA S.R.L. a preluat operarea centralei Brazi, transportul şi distribuţia energiei termice cãtre Municipiul Ploieşti.

Capacitãţile de producţie preluate sunt urmãtoarele:- 3 cazane de abur energetic de câte 420 t/h fiecare ( C5, C6, C7)- 2 cazane de apa fierbinte de câte100 Gcal/h (CAF1, CAF2)- 2 turbogeneratoare cu condensaţie şi prize reglabile de 105 MW (TA5,TA6)- 1 turbogenerator cu contrapresiune de 50 MW ( TA7) - actualmente în conservare.

Consumul anual de combustibil s-a bazat pe trei tipuri de combustibil: păcură cu conţinut redus de sulf (0,2 ÷ 0,57 %), gaz natural şi gaz de rafinărie. Deşi pãcura utilizatã are un conţinut redus de sulf, gazul de rafinãrie utilizat (rezidual) a provocat corodarea şi degradarea majoritãţii instalaţiilor în general.

Parametrii actuali disponibili ai cazanelor de abur de 420 t/h la funcţionarea cu combustibil de bazã (gaz metan) sunt cei nominali, respectiv: randament 92 %. La cazanul nr. 5 s–au montat arzãtoare cu NOx redus iar la cazanele nr. 5 şi 6 s–a modernizat sistemul de etanşare PAR.

Turbogeneratoarele nr. 5 şi 6 sunt în stare bunã de funcţionare, la parametri nominali, iar turbogeneratorul nr. 7 este în conservare.

Schema termicã a CET Brazi este realizatã cu o barã colectoare de abur viu comunã pentru cazanele C5, C6, C7 din care pot fi alimentate oricare din turbinele TA5, TA6, TA7. Pentru partea

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 13

de abur pentru consumul intern existã patru bare colectoare de abur de 1,2 bar, 7 bar, 13 bar şi 35 bar.

Între bara colectoare de abur viu şi cele patru bare de consum existã staţii de reducere – rãcire care permit alimentarea tuturor consumatorilor interni şi a consumatorilor externi.

Instalaţiile termice de vârf, boilere de vârf (BV) sau CAF-uri asigurã consumurile de cãldurã pentru perioadele de vârf de consum care depãşesc temporar capacitãţile de producţie ale turbinelor în anumite perioade. Aceste instalaţii sunt în general folosite iarna.

Cazanele de apã fierbinte de 100 Gcal/h sunt în stare bunã, în acest an montându –se arzãtoare cu NOx redus.

Schema termicã pe parte de apã fierbinte este deosebit de elasticã având câte douã colectoare pentru tur şi retur oferind consumatorilor un grad sporit de siguranţã.

De asemenea în cadrul acestei scheme boilerele de bazã şi cele de vârf pot funcţiona în diferite regimuri parţiale sau totale, independent sau împreuna funcţie de cerinţele de furnizare oferind multiple posibilitãţi de optimizare. Din punct de vedere al regimurilor hidraulice impuse în alimentarea cu apã fierbinte a consumatorilor schema prevede utilizarea independentã sau simultanã a doua trepte de pompare.

În concluzie schema termicã a CET Brazi permite o elasticitate şi o siguranţã sporitã în alimentarea consumatorilor urbani şi industriali. De asemenea prin natura turbinelor utilizate (2 turbine cu condensaţie şi prize reglabile şi 1 turbinã cu contrapresiune) se poate asigura o mare elasticitate în funcţionare din punct de vedere al asigurãrii simultaneitãţii cererilor momentane de cãldurã şi energie electricã.

CET Brazi este amplasată în afara Municipiului Ploieşti, în comuna Brazi, în partea de nord a platformei industriale Brazi, în apropierea DN 1 şi are ca vecini :- la nord şi est DN 1 Bucureşti-Ploieşti;- la vest R.A. Apele Române Filiala Filipeşti - Sistem Hidrotehnic Brazi şi Energoconstrucţia S.A. Filipeşti Brazi;- la sud şi sud-est S.C. Petrobrazi S.A.

Caracteristici geotehnice ale terenului

CET Brazi este amplasată pe Câmpia Ploieştiului, ocupând o terasă a râului Prahova, dispusă peste un mare con aluvionar al aceluiaşi râu.

Din punct de vedere geologic, în amplasamentul CET Brazi poate fi descrisă o stratificare uniformă şi orizontală alcătuită din:- 0 ÷ 0,8 m umplutură din moloz şi argilă;

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 14

- 0,8 ÷1,5 m argilă cafenie de terasă, plastic vârtoasă;- 1,5÷25 m pietrişuri cu nisipuri medii uşor argiloase cu lentile de 20÷40 cm de argilă nisipoasă cafenie.

Apa subterană se situează la 4÷5 m adâncime şi nu reprezintă agresivitate faţă de betoane.

2.1.2 Sistemul primar de reţele termice de apă fierbinte

Sistemul primar de transport a agentului termic (apã fierbinte) este de tip arborescent. Componentele de bazã ale sistemului sunt magistralele de termoficare, fiecare având ramificaţii şi racorduri până la cele 87 puncte termice urbane şi la cele 22 puncte termice industriale, de la care se face distribuţia cãldurii la consumatorii aflaţi în Municipiul Ploieşti. Se menţioneazã cã existã legãturi transversale între principalele magistrale de termoficare, pentru asigurarea alimentãrii consumatorilor în condiţii de siguranţã şi eficienţã.

Reţelele primare, în lungime totalã de conducte de cca. 146,8 Km (cu 2, 3 sau 4 conducte), sunt în amplasare suprateranã (cca.40%) şi în amplasare subteranã (cca.60%), în canale circulabile sau nevizitabile.

Reţelele primare sunt compuse din conducte de oţel, cu diametre cuprinse între Dn 1000 şi Dn 50, izolate cu saltele din vată minerală protejate cu tablă neagră sau zincată (pentru conductele în amplasare aerianã) sau protejate cu 2 straturi din împâslitură din fibre de sticlă bitumată (pentru conductele montate în canale termice).

Magistralele de termoficare ale sistemului de transport din Municipiul Ploieşti sunt magistrale transport de la CET la platforma F25 (NS), compuse din 4 conducte (2 tur + 2 retur), cu Dn 700÷Dn1000, în lungime de cca. 4.150 m traseu aerian (excepţie zone subtraversãri DN1A).

Din aceste magistrale se ramificã celelalte magistrale de distribuţie:- Magistrala I Vest - Nord, compusã din 3 respectiv 2 conducte (2 sau 1 conducta tur + 1 retur)

cu Dn 300÷Dn 900, în lungime de cca. 6450 m traseu în majoritate aerian (excepţie fac zonele de subtraversãri);

- Magistrala II Sud, compusã din 3 conducte (2 conducte tur + 1 retur) cu Dn 500÷Dn 900, în lungime de cca. 3800 m traseu aerian;

- Magistrala III Malu Roşu, compusã din 2 conducte (1tur + 1 retur) cu Dn 400÷Dn 600, în lungime de cca. 4200 m traseu, în majoritate subteran (excepţie fac cca. 500 m aerian în zona industrialã);

- Magistrala IV Centru, compusã din 2 conducte (1 tur + 1 retur) cu Dn 400÷Dn 600, în lungime de cca. 3900 m traseu subteran (excepţie face zona platformei F33 Sud);

- Magistrala VI Vest, compusã din 2 conducte (1 tur + 1 retur) cu Dn 300÷Dn 600, în lungime de cca. 2600 m traseu subteran (excepţie fãcând zona de racord F20);

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 15

- Magistrala V Mihai Bravu, compusã din 2 conducte (1 tur + 1 retur) cu Dn 300, în lungime de cca.1550 m traseu subteran. Aceastã investiţie a fost realizatã în anul 2002 în soluţia conducte preizolate.

Ramificaţiile şi racordurile la punctele termice au diametre cuprinse între Dn 50 şi Dn 300.

Magistralele menţionate preiau consumatorii de cãldurã grupaţi în urmãtoarele zone de consum: Centru, Democraţiei, Sud, Castor, Ienãchiţã, Malu Roşu, Vest, 9 Mai, Nord, Republicii, Mihai Bravu, Bucov – Obor, Calea Bucureşti, Depou CFR.

Sistemul de transport prezintã deteriorãri ale izolaţiei conductelor din cauza lipsei tablei la conductele amplasate aerian sau din cauza inundãrii canalelor termice la conductele amplasate subteran. Ca urmare se impune înlocuirea/reabilitarea reţelelor primare, în vederea reducerii pierderilor de cãldurã şi a celor de agent termic.

În ultimii ani s-au efectuat lucrãri de reparaţii capitale pe racordurile punctelor termice, cu utilizarea soluţiei de instalare a conductelor preizolate montate în pãmânt.

S-au efectuat lucrãri de reabilitare, pe tronsoanele aferente conductelor magistrale amplasate aerian, respectiv de refacere a izolaţiei termice şi montarea tablei.

Activitãţile de reparaţii realizate în ultimii ani, au înlãturat o parte importantã a punctelor slabe, dar aspectele de uzurã fizicã şi moralã a conductelor, conduc la valori relativ ridicate ale pierderilor de cãldurã.

De asemenea lipsa unui sistem de monitorizare si control al reţelei primare, a condus la imposibilitatea intervenţiei în timp real pentru optimizarea regimurilor de funcţionare.

2.1.3 Sistemul secundar de reţele termice de apă fierbinte

Sistemul secundar de distribuţie aferent celor 87 PT, în lungime totalã de conducte de circa 90,84 km este compus din 4 sau 3 conducte (2 de încălzire şi 1 de apă caldă de consum – lipseşte în general conducta de recirculare care apare la reţelele reabilitate în soluţia preizolatã), cu diametre cuprinse între 1” şi Dn 200. Acestea sunt amplasate subteran în canale termice nevizitabile.

Izolaţia termică a acestora este realizată din vată minerală, protejată cu folie de polietilenă sau carton asfaltat. Vechimea acestora este cuprinsã între 10 şi 40 de ani.

Reţelele de distribuţie aferente punctelor termice urbane, datorită vechimii şi uzurii acestora, au fost supuse modernizãrii prin etapele BERD sau din surse proprii, în proporţie de 50%, cu înlocuiri de conducte în soluţia preizolatã. Ca urmare pierderile de cãldurã înregistrate în reţelele secundare au scãzut la cca. 6,4%.

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 16

2.1.4. Punctele termice

Din cele 87 PT-uri urbane existente sunt alimentaţi consumatorii de cãldurã urbani (sunt racordate 64138 apartamente) şi din cele 22 PT-uri industriale existente sunt alimentaţi consumatorii industriali.

Punctele termice sunt grupate pe zonele principale de consum astfel: Centru, Democraţiei, Sud, Castor, Ienãchiţã, Malu Roşu, Vest, 9 Mai, Nord, Republicii, Mihai Bravu, Bucov – Obor, Calea Bucureşti, Depou CFR.

Majoritatea punctelor termice urbane sunt cu racordare indirectã a instalaţiilor de încãlzire şi 2 trepte serie pentru prepararea apei calde de consum.

Punctele termice urbane, cu vechimi ce depãşeau 20 de ani şi cu echipamente vechi, uzate fizic şi moral, ca urmare a funcţionãrii cu randamente scãzute, s-au aflat în ultimii 6 ani într-un proces avansat de modernizare, în mai multe etape.

Pânã în prezent s-au modernizat 44 de puncte termice, în cadrul unui program de reabilitare cu BERD. Modernizarea punctelor termice a constat în: instalarea de schimbãtoare de cãldurã cu plãci, introducerea pompelor de circulaţie cu turaţie variabilã pentru încãlzire, instalaţii de automatizare, regulatoare de presiune diferenţialã, mãsura-control şi contoare la nivelul punctelor termice pentru apa caldã de consum şi pentru încãlzire.

În celelalte puncte termice, o parte din echipamente au fost înlocuite (schimbãtoare de cãldurã, conducte de legãturã, etc.) iar altele (pompe de adaos, pompe de recirculare, by-passuri ) sunt în curs de realizare (cu documentaţii de execuţie elaborate în anul 2006). Lucrãrile în curs de realizare includ şi racordurile aferente pentru încadrarea echipamentelor în instalaţiile tehnologice ale punctelor termice (70 de agregate de pompare, colectoare de recirculare, robineţi cu ventil în vederea echilibrãrii hidraulice a consumatorilor, etc).

Se menţioneazã cã punctele termice sunt echipate cu dulapuri de comandã şi automatizare, capabile sã preia aparatajul necesar acţionãrii pompelor ce se vor monta.

2.1.5 Centralele termice

CT Bucov şi CT 23 August sunt modernizate şi au în componenţa lor urmãtoarele :- cazane pentru apa caldã 90/70 0C, funcţionând pe gaze naturale;- schimbãtoare de cãldurã cu plãci de oţel inox;- vas de expansiune a apei, vas închis cu membranã şi perna de azot, fãrã contact între agentul

termic şi aer, soluţia ducând la diminuarea proceselor de coroziune; - pompe cu protecţie electronicã (inclusiv pentru funcţionarea în 2 faze).

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 17

Caracteristicile celor 2 centrale sunt urmãtoarele:

Centrala termicã de cvartal

Anul PIF Anul modernizãrii

Puterea instalatã Apartamente racordate

(nr.)

Lungime reţea secundarã

(km)Gcal/h MWth

CT Bucov 1972 1999 2,4 2,79 320 0,23CT 23 August 1960 1999 1,0 1,16 146 0,27

Centralele termice sunt complet automatizate, iar reglajul este calitativ. Energia termicã distribuitã este integral contorizatã, inclusiv la consumatori.

2.2 Resurse primare utilizate. Evoluţia preţurilor combustibililor

În prezent combustibilul utilizat pentru producerea energiei termice în sursele de căldură aflate în administrarea S.C. DALKIA TERMO PRAHOVA S.R.L. este gazul natural pentru CT de cvartal. CET Brazi s-a bazat pe trei tipuri de combustibil: păcură, gazul natural şi gazul de rafinărie.

Structura anuală şi calitatea combustibilului (gaze naturale şi păcură) pentru soluţiile de echipare şi funcţionare analizate în documentaţia de faţă s-a stabilit în baza structurii şi calităţii actuale a combustibilului aprovizionat şi a perspectivei de asigurare a acestuia în următorii ani.

Compoziţia combustibilor este următoarea: PĂCURĂ- conţinut de apă (%) 0,4÷0,63- conţinut de cenuşă Ai (%) 0,1- puterea calorifică inferioară Qi la starea iniţială (kcal/kg) 9400 ÷ 9800 - conţinut de carbon (%) 82,8 +85,9- conţinut de hidrogen H'(%) 10,8+11,88- conţinut de azot Ni (%) 0,4 + 0,53- conţinut de sulf Si (%) 0,2 ÷ 0,57- conţinut de oxigen Oi (%) 1,47 + 1,9- asfaltene (%) g 3,3 + 4,60

GAZ NATURALFurnizat de compania de transport şi distribuţie S.C Distrigaz – Sud S.A. cu puterea calorifică inferioară 8050 kcal/mc, având următoarea compoziţie: Metan (CH4) 98.64% Etan (C2H6) 0.35% i-Butan (C4H10) 0.02% n – Butan (C4H10) 0.03% Azot (N) 0.93% Bioxid de carbon (CO2) 0.03%

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 18

2.3 Producţii de energie electrică şi termică

Sursa de energie termică şi electrică CET Brazi

Datele generale de producţie ale CET Brazi, conform datelor statistice ale centralei pentru anii 2003, 2004, 2005 se prezintă după cum urmează:

Nr.crt. Specificaţie U.M. 2003 2004 2005

1 Energie electrică produsă MWh/an 683550 654258 7030412 Energie electrică livrată MWh/an 558801 553900 6021683 Energie termică produsã pt. a fi livratã:

* apă fierbinte ( la limita sursei)* abur tehnologic

Gcal/anGcal/anGcal/an

1090079821544268535

78707668853198545

78375971368670073

4 Consum total de combustibil* gaze naturale* pãcurã* gaz de rafinãrie

tcc/antcc/antcc/antcc/an

392770158592232418

1760

328550211832109216

7502

324485286515306447326

2.4 Situaţia la consumator

2.4.1 Contorizare la nivel scara bloc/imobil

La sfârşitul anului 2002 în Municipiul Ploieşti erau 61 223 apartamente cu contor la branşament. În anul 2003 s–a finalizat acţiunea de contorizare la nivel de branşament pentru restul apartamentelor.

La sfârşitul anului 2005 fiind realizatã în proporţie de 100 % contorizarea energiei termice la nivel de scarã de bloc (imobil) pentru cele 64 138 apartamente din Municipiul Ploieşti, în cadrul acestui studiu nu se mai trateazã aceastã categorie de lucrãri.

2.4.2 Instalaţii interioare şi contorizare individuală

Având în vedere că fondul locativ racordat la sistemul centralizat de producere şi distribuţie a energiei termice are o vechime de peste 30 ani, instalaţiile interioare de apă caldã şi încălzire din clădiri au un grad înalt de uzură, necesitând înlocuirea totală a acestora.

Instalaţiile existente pentru apă caldă de consum şi încălzire au fost realizate cu distribuţie în imobil pe verticală pe mai multe coloane, fapt ce împiedică realizarea contorizării consumurilor individuale pe fiecare apartament, atât pentru apa caldă de consum, cât şi pentru agentul termic pentru încălzire.

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 19

Pânã în prezent, au fost montate repartitoare de costuri pentru încãlzire, la un numãr de 18770 apartamente.

Schimbarea soluţiei de distribuţie de pe verticală pe orizontală, creează posibilitatea contorizării consumurilor individuale pe apartament, atât pentru conducta de apă caldă de consum, cât şi pentru agentul termic pentru încălzire. De asemenea se oferă posibilitatea consumatorului de a regla regimul termic pe fiecare calorifer, prin utilizarea robineţilor termostatici.

2.4.3 Anvelopa clădirilor – faţade, terase, tamplărie exterioară

Având în vedere că fondul locativ are o vechime de peste 30-40 ani, imobilele racordate la sistemul centralizat prezintã:- ziduri exterioare şi terase, realizate cu tehnologii şi materiale care faciliteazã transferul de

cãldurã cãtre exterior;- tâmplãrii cu performanţe foarte scãzute din punct de vedere al izolãrii termice.

În consecinţã, în scopul reducerii pierderilor de caldură din apartamente, este necesară reabilitarea termică a anvelopei clădirilor (a faţadelor, teraselor, a tâmplariei exterioare). Clădirile încadrate în clase de risc 0-III, trebuie să fie reabilitate şi structural.

Reabilitarea clădirii se face împreună cu partea de instalaţii, ele neputând să fie realizate separat.

2.5 Evoluţia preţului local al energiei termice. Subvenţii acordate

În prezent, preţul plătit de populaţie pentru energia termică este Preţul Local de Referinţă (PLR) de 107,5 RON/Gcal (inclusiv TVA), aprobat cu Decizia 1320/3.10.2006, situându-se sub costurile medii totale de producere, transport, distribuţie şi furnizare.

Diferenţa dintre preţul local al energiei termice şi preţul efectiv plătit de populaţie, reprezintă subvenţia acordată de la Bugetul de stat şi/sau bugetele locale, ca o metodă de asigurare a protecţiei sociale.

Preţurile locale (valori medii ponderate) practicate în anii 2005, 2006 pentru energia termică vândută populaţiei Municipiului Ploieşti din sistemul centralizat de alimentare cu energie termică şi subvenţiile acordate, sunt prezentate în tabelul următor:

AnulPreţ local la energia termică livrată

către populaţie (inclusiv TVA)(RON/Gcal)

Subvenţieacordatã faţã de PLR

(RON/Gcal)2005 121,22 13,722006 187,42 79,92

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 20

2.6 Rentabilitatea economică a activităţii de producere, transport şi distribuţie

2.6.1 Analiza comparativă a situaţiei generale a patrimoniului S.C DALKIA TERMO PRAHOVA SRL

Din analiza bilanţurilor contabile pe perioada 2004 - 2005, s-au constatat următoarele evoluţii ale patrimoniul S.C DALKIA TERMO PRAHOVA SRL:- Activele fixe s-au dublat în anul 2005 faţă de anul 2004 în special datorită creşterii cu peste

100% a imobilizărilor corporale şi financiare.- Activele circulante au crescut într-o proporţie de 80%, în special datorită creşterii cu peste

100% a indicatorului bilanţier „CASA şi CONTURI LA BANCI” şi creşterii cu aproape 100% a stocurilor

- Situaţia netă (active totale – datorii totale) a scăzut cu 37% în 2005 fată de nivelul înregistrat în anul 2004, ca urmare a diminuării importante a indicatorului bilanţier „Active circulante nete, respectiv datorii curente nete”. Acest indicator s-a diminuat ca urmare a creşterii importante (cu peste 100%) a Datoriilor ce trebuie platite intr-o perioada mai mare de un an (furnizori, clienti, remuneratii acordate personalului, datorii catre bugetul statului şi catre asigurarile sociale, etc)

Pe baza elementelor din bilanţurile contabile la 31.12.2004 şi la 31.12.2005, puse la dispoziţie de S.C DALKIA TERMO PRAHOVA SRL s-au efectuat următoarele analize:

a. Analiza lichidităţii

Rate 2004 20051. Rata lichidităţii generale - Active circulante./Pasive curente 1,286 1,0112. Rata lichidităţii reduse - (Creanţe+Disponib)/Pasive curente 1,127 0,8843. Rata lichidităţii imediate - Disponibilităţi./Pasive curente 0,037 0,242

În baza rezultatelor obţinute, se pot concluziona următoarele:

Rata lichidităţii generale este în descreştere dar supraunitară, ceea ce înseamnă că datoriile exigibile pe termen scurt sunt acoperite de capitalurile circulante. De aici rezultă posibilitatea elementelor de active circulante de a se transforma în termen scurt în lichidităţi pentru a acoperi datoriile curente. Raportul fiind supraunitar, societatea este pusă la adăpost în faţa riscului insuficienţei de trezorerie care ar putea fi provocat de rambursarea datoriilor la cererea creditorilor.

Rata lichidităţii reduse exprimă capacitatea societăţii de a-şi onora datoriile curente, din creanţe şi disponibilităţi. O rată a lichidităţii reduse cuprinsă între 0,8 şi 1 (80% şi 100%) ar reprezenta situaţia optimă în ceea ce priveşte solvabilitatea parţială. În cazul de faţă, valorile ratei depăşesc acest interval pentru anul 2004.

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 21

Rata capacităţii de plată imediată caracterizează capacitatea de rambursare instantanee a datoriilor, ţinând cont de încasările existente. Este un indicator puţin relevant, datorită instabilităţii încasărilor. Oricum, valorile înregistrate de S.C DALKIA TERMO PRAHOVA SRL pentru acest indicator sunt scăzute, dar în creştere în anul 2005 faţă de anul 2004, ceea ce înseamnă că societatea are puţine încasări în raport cu datoriile curente pe care le are de plătit.

b. Analiza solvabilităţii generale

Se face pe baza ratei solvabilităţii generale exprimată prin raportul: Total Activ/Total Datoriişi prezintă următoarele valori în perioada de analiză:

2004 20050,864 1,102

Această rată ne informează asupra gradului în care întreprinderea face faţă datoriilor. Valoarea raportului nu depăşeşte valoarea optimă de 1,5 ceea ce înseamnă că societatea are o capacitate redusă de a-şi achita obligaţiile băneşti faţă de terţi.

S.C DALKIA TERMO PRAHOVA SRL poate fi solvabilă chiar dacă la un moment dat în lipsă de lichidităţi nu prezintă capacitate de plată. Solvabilitatea poate rezulta dintr-o activitate eficientă, iar lipsa capacităţii de plată şi a lichidităţii poate avea caracter temporar, dacă societatea are la bază o solvabilitate generală pozitivă.

c. Analiza rentabilităţii financiare

Se face pe baza ratei de rentabilitate financiară, exprimată prin raportul: PROFIT NET / CAPITAL PROPRIU şi prezintă următoarele valori pe perioada de analiză:

2004 2005--- 1,847

În anul 2004 societatea nu a înregistrat profit iar totalul capitalurilor proprii a înregistrat o valoare negativă. În anul 2005, societatea a avut capacitatea de a degaja profit net prin capitalurile proprii angajate în activitatea sa.

d. Rata datoriilor financiare

Este exprimată prin raportul: Datorii pe termen lung / Capital permanent şi a înregistrat următoarele valori pe perioada de analiză:

2004 20051,575 0,032

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 22

Capitalul permanent reprezintă ansamblul surselor de finanţare stabile de care dispune o întreprindere. Altfel spus reprezintă sursele de finanţare utilizate de o întreprindere, de o manieră permanentă durabilă. Ele trebuie să finanţeze toate valorile imobilizate şi partea structurală (cvasipermanentă) a necesarului de fond de rulment (active circulante de exploatare diminuate cu datoriile din exploatare).

Determinarea mărimii optime a capitalurilor permanente este o problemă de maximă importanţă în gestiunea financiară a întreprinderii, deoarece eventuala insuficienţă a surselor de lungă durată influenţează solvabilitatea, lichiditatea şi rentabilitatea acesteia.

În anul 2005 S.C DALKIA TERMO PRAHOVA SRL se află în limitele normale din punct de vedere al acestei rate, ponderea datoriilor pe termen lung în total capitaluri permanente, nedepăşind pragul de 50%.

O situaţie nefavorabilă se înregistrează în 2004, când valoarea acestei rate este mult superioară celei înregistrate din 2005, ceea ce înseamnă că ponderea datoriilor pe termen lung în capitalurile permanente, este importantă.

Concluzia este că societatea poate beneficia, în continuare de credite bancare pe termen mediu şi lung, atâta timp cât rata datoriilor nu depăşeşte 50%.

e. Rata independenţei financiare

Este exprimată prin raportul : Capitaluri proprii / Capitaluri permanenteşi a înregistrat următoarele valori pe perioada de analiză:

2004 2005--- 0,807

În anul 2004 totalul capitalurilor proprii a înregistrat o valoare negativă datorită generării unui rezultat negativ al exerciţiului financiar.

În anul 2005 ponderea capitalurilor proprii în total resurse permanente depăşeşte 50%, ceea ce înseamnă că societatea nu şi-a asigurat activitatea nu mai din credite bancare ci şi din propriile resurse.

2.6.2 Analiza contului de profit şi pierderi a S.C DALKIA TERMO PRAHOVA SRL

Rezultatul net al exerciţiului financiar al societăţii S.C DALKIA TERMO PRAHOVA SRL a suferit o evoluţie crescătoare, de la nivel pierdere în 2004 la nivel profit în 2005. Acest lucru se datorează obţinerii în 2004 a unei pierderi de 11102783 lei din activitatea de exploatare (venituri exploatare<cheltuieli exploatare).

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 23

Din activitatea financiară se obţine profit în anii 2004 şi 2005 datorită nivelului veniturilor financiare, superior nivelului cheltuielilor financiare.

Elementele de determinare a profitului net au avut următoarea evoluţie pe perioada 2004 ÷ 2005:- Cifra de afaceri, producţia vândută, veniturile din exploatare, cheltuielile din exploatare

cresc cu peste 100%..- Rezultatul exploatării a evoluat de la nivelul de pierdere în 2004 la profit în 2005.

Pentru eficienţa şi profitabilitatea activităţii de bază rezultatul exploatării ar trebui să aibă o evoluţie ascendentă de la un an la altul şi să aibă ponderea cea mai mare în rezultatul curent şi rezultatul brut al exerciţiului.

- Veniturile financiare sunt în creştere în 2005 faţă de 2004, înregistrând o valoare crescută faţă de nivelul cheltuielilor financiare. Acest lucru se datorează valorilor mari ale altor venituri financiare.

- Cheltuielile financiare sunt în creştere în 2005 faţă de 2004, o pondere importantă având-o cheltuielile cu dobânzile.

Atingerea unui nivel al rezultatul exploatării – pierdere în anul 2004 şi profit în anul 2005 – coroborat cu valorile pozitive ale rezultatului financiar, a determinat un rezultat curent al exerciţiului negativ în 2004 şi pozitiv în anul 2005.

În urma prezentării acestor date se pot trage următoarele concluzii:- cifra de afaceri rezultată din vânzările de energie electrică şi termică, nivelul veniturilor

din exploatare împreună cu nivelul cheltuielilor de exploatare au dus la obţinerea unui rezultat al exploatării de la nivel de pierdere în 2004 la nivel de profit în 2005.

- activitatea financiară a fost favorabilă societăţii, datorită nivelului ridicat veniturilor financiare, în raport cu cheltuielile financiare.

- se obţine un rezultat net al exerciţiului – pierdere în 2004 şi profit în 2005.

2.7 Evaluarea situaţiei din punct de vedere a respectării cerinţelor de mediu

Aderarea la Uniunea Europeană are avantajul de a grăbi, pe baza experienţei acumulate de către statele dezvoltate, procesul aplicării unor măsuri legate de protejarea mediului ambiant în ţările nou acceptate.

Protejarea mediului ambiant înseamnă protejarea apei, aerului şi solului.

Bază legală a măsurilor de protecţie a mediului, în domeniul limitarii emisiilor de poluanti in apa şi sol, este reprezentatã de cãtre Directiva 1999/31/CE, referitoare la depozitarea deşeurilor. Potrivit prevederilor acestei directive, depozitarea deşeurilor lichide este interzisă.

În ceea ce priveşte poluarea aerului, poluanţii vizaţi sunt în special dioxizii de sulf, oxizii de azot şi pulberile. Emiterea acestor poluanţi în atmosferã este reglementată prin Directiva 2001/80/CE, referitoate la limitarea emisiilor de poluanţi provenite de la instalaţiile mari de ardere (P>20 MW t).

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 24

În ţările membre ale Uniunii Europene, ambele Directive sunt în vigoare deja, ele fiind transpuse şi în legislaţia românească.

HG nr. 541/2003 privind stabilirea unor măsuri pentru limitarea emisiilor de NOx în aer provenite din instalaţiile mari de ardere, cu modificările din HG nr. 322/2005, este principala reglementare care guvernează sectorul producerii energiei, privind limitarea emisiilor de poluanţi (SO2, NOx şi pulberi) în aer de la instalaţiile mari de ardere, cu puterea termică egală sau mai mare de 50 MW t

pentru orice tip de combustibil (solid, lichid sau gazos).

Conform HG nr. 322/2005 titularii activităţilor instalaţiilor mari de ardere existente tip 1 care nu respectă valorile limită de emisie pentru SO2, NOx şi pulberi, trebuie să elaboreaze propuneri de programe de reducere progresivă a emisiilor anuale în vederea atingerii valorilor limită de emisii până la data de 31.12.2006.

Pentru încadrarea în normele actualei legislaţii de mediu cazanul de abur nr. 5 de 420 t/h şi cazanul de apă fierbinte nr. 2 de 100 Gcal/h au fost echipate cu arzătoare cu funcţionare cu gaz şi păcură, separat, cu formare de NOx redus.

Celelalte cazane din centrală: cazanul de abur nr. 6, cazanul nr. 7 şi cazanul de apă fierbinte nr. 1 sunt echipate cu arzătoare de concepţie învechită. Aceste instalaţii de ardere nu mai corespund din punct de vedere constructiv la concentraţiile de emisii impuse de legislaţia actuală de mediu, fiind depăşite moral.

În ce priveşte emisiile de CO2: baza legalǎ pe plan mondial pentru procesul de reducere a emisiilor de gaze cu efect de seră (printre care şi CO2) o constituie Protocolul de la Kyoto, adoptat in decembrie 1997 cu ocazia celei de-a treia Conferinţe a Părţilor la Convenţia-Cadru a Naţiunilor Unite asupra Schimbărilor Climatice.

Perioada 2008 ÷ 2012 reprezintǎ prima perioada de angajament a Protocolului.

România a ratificat Protocolul de la Kyoto prin Legea nr. 3/2001, asumându-şi astfel obligaţia de a reduce emisiile de gaze cu efect de sera (GHG) cu 8%, în prima perioadă de angajament, faţă de anul 1989.

În calitate de ţarǎ parte a Anexei I la Covenţia Cadru a Naţiunilor Unite, România poate utiliza Mecanismul implementării în comun (JI) pentru realizarea reducerilor de emisii.

Acest mecanism:- Permite transferul/achiziţionarea cãtre/de la orice alta parte semnatara unitãţilor de reducere a

emisiilor (ERU) rezultate din proiecte ce au ca scop reducerea de emisii de GES. - Faciliteaza transferul tehnologiilor moderne, ‘’curate’’, în toate domeniile care produc emisii de

gaze cu efect de serã, în special, în sectorul energetic.

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 25

- Maximizeazǎ efiecienţa mǎsurilor luate in plan national pentru evitarea si reducerea emisiilor poluante ce duc la schimbări climatice.

Emisiile anuale de CO2 – Sursa de producere a energiei electrice şi termice CET Brazi.

Cantitatea totală anuală de combustibil consumat pentru producerea energiei electrice şi termice în sursa de cogenerare CET Brazi în anul 2005, a fost de:B total = 324 485 tcc/an, din care: - gaz natural cu Pci = 8050 kcal/mc: 286 515 tcc/an - păcură cu Pci = 9823 kcal/kg: 30 644 tcc/an - gaz de rafinărie cu Pci = 11 159 kcal/kg 7 326 tcc/an

Pe baza acestor cantităţi de combustibil s-au determinat cantităţile anuale de CO2 emise în atmosferă, rezultând următoarele valori:

Emisii anuale de CO2

(t /an)Anul2005

Emisii CO2 din arderea gazului natural 468 664Emisii CO2 din arderea păcurii 65 194Emisii CO2 din arderea gazului de rafinărie 14 183Total emisii CO2 548 041

În urma implementării măsurilor de eficientizare a funcţionării sistemului centralizat de alimentare cu energie termică a Municipiului Ploieşti, măsuri care au în vedere promovarea de echipamente performante cu impact redus asupra mediului ambiant, compania va putea beneficia de venituri rezultate din vânzarea reducerilor de emisii de gaze cu efect de seră, ceea ce contribuie la creşterea rentabilităţii proiectului.

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 26

CAPITOLUL 3. ANALIZA POTENŢIALULUI DE DEZVOLTARE ECONOMICĂ A REGIUNII

3.1. Contextul regional

Regiunea Sud-Muntenia, cu o suprafaţă de 34.453 kmp reprezentând 14,45 % din suprafaţa României, este situată în partea de Sud-Sud Est a acesteia, învecinându-se la Nord cu Regiunea Centru, la Est cu Regiunea Sud-Est, la Sud cu Bulgaria, limita fiind dată de graniţa naturală - fluviul Dunărea iar la Vest cu Regiunea Sud-Vest.

Prezenţa în Sudul regiunii a fluviului Dunărea îi conferă acesteia posibilitatea de a avea comunicaţii cu cele 8 ţării riverane, iar prin intermediul canalului Dunăre-Marea Neagră de a avea ieşire la Marea Neagră şi deci acces la Portul Constanţa- principala poartă maritimă a ţării.

Nefiind o structură administrativă, Regiunea Sud-Muntenia este formată din: 7 judeţe (Argeş, Călăraşi, Dămboviţa, Ialomiţa, Giurgiu, Prahova şi Teleorman), 16 municipii, 32 oraşe şi 509 comune cu 2018 sate.

Situat în partea centrală a României şi având o suprafaţă de 4.716 kmp, judeţul Prahova are o populaţie de 829.026 locuitori şi o densitate de 175,8 locuitori/km2, fiind al doilea după Bucureşti din acest punct de vedere. Gradul de urbanizare al judeţului este de 50,9%, iar populaţia ocupată are următoarea structură: 32,7% industrie, 24,4% agricultură, 6,7% construcţii si 36,2% servicii. Reşedinţa administrativă a judeţului este municipiul Ploieşti, cu o populaţiei de 234.707 locuitori. Situat pe pantele sudice ale Carpaţilor, aproape de curbura acestora, Judeţul Prahova este caracterizat de proporţionalitatea formelor de relief - munţi 26,2%, dealuri 36,5% şi câmpii 37,3%.

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 27

Din punct de vedere al organizãrii administrative, judeţul Prahova are 103 de unitãţi administrativ teritoriale, din care 14 urbane (2 municipii şi 12 oraşe) şi 89 de comune.

3.1.1 Aspecte demografice

Regiunea Sud-Muntenia are o populatie de 3,342 mil. Locuitori, ceea ce reprezintă 15,4% din populaţia ţării.

Cu o densitate de 97 locuitori/km2, Regiunea Sud-Muntenia se caracterizează din punct de vedere al repartizării pe medii de trai prin faptul că 41,4% trăieşte în mediul urban iar 58,6% în mediul rural.

Evoluţia structrii pe vârste a regiunii relevă apariţia unui proces lent dar constant de îmbătrînire demogarfică, fenomen caracteristic tuturor judeţelor componente cât şi ţării, generat de scăderea natalităţii.

Populaţia regiunii începând cu anul 1990 a înregistrat un declin continuu, ca urmare a schimbărilor economice şi sociale specifice perioadei de tranziţie la economia de piaţă, ajungând ca în 2004 să scadă cu 6,67%. Judeţele unde acest proces este mai accentuat şi înregistrează valorile cele mai ridicate sunt Teleorman, Giurgiu şi Călăraşi.

Dinamica populaţiei în perioada 1990-2004 (%)

-6,7 -5,0-8,6

-3,4-5,8

-13,4

-6,7 -6,6

5,6

-5,5-8,8

-2,3

10,8

-8,5-5,7

-12,7

-7,5-3,3

-11,1 -12,7

-2,9

-13,9

-8,6 -7,7-4,8 -3,8

-12,3

-20

-15

-10

-5

0

5

10

15Argeş Călăraşi Dâmboviţa Giurgiu Ialomiţa Prahova Teleorman Regiune România

Total Urban Rural

Sursa: INS,Statistică teritorială

Cu privire la forţa de muncă, populaţia activă, pe fondul unei tendinţe de scădere, era la sfârşitul anului 2004 de 1,183 mii. persoane cu 110, 8 mii persoane mai puţin decât în anul 2000.

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 28

Caracteristic forţei de muncă ocupate este faptul că un procent substanţial din aceasta (39,4%) lucrează în agricultură, restul de 51,6% fiind împarţită aproape egal între sectoarele industrie şi construcţii (29,4%) şi servicii comerciale şi sociale (31,2%).

Dezechilibrele economice din perioada de tranziţie au influenţat substanţial fenomenul de şomaj, astfel că în regiune la sfârsitul anului 2004 s-au înregistrat 94,7 mii şomeri reprezentând 17,0% din total ţară.

Rata şomajlui de 7,4% înregistrată la sfârşitul anului 2004 nu diferă cu mult de rata existentă la nivel naţional (6,3%).

Generat în mare parte de restructurarea unor întreprinderi importante, fenomenul de şomaj nu a putut fi echilibrat prin locurile de muncă nou create, dinamica realativ crescătoate a acestora nefiind suficientă.

Caracteristicile populatiei se prezinta in tabelul urmator:

Suprafata-Km2 -

Populatia-nr.pers.-

Populatia ocupată-mii pers.-

Rata somajului-%-

Total Regiune

34453 3379406 1207.3 8,3

Arges 6826 652625 256.5 6,2Calarasi 5088 324617 101.4 7.8Dambovita 4054 541763 200.3 6.1Giurgiu 3526 297859 90.1 7.5Ialomita 4453 296572 98.2 11.1Prahova 4716 829945 292.8 10,0Teleorman 5790 436025 168.0 10.3

Structura pe grupe de vârste a populaţiei ocupate indică ponderea ridicată deţinută de persoanele între 25-34 ani (27,2%), urmată de cele în vârstă de 35-44 ani (24,1%) şi 45-54 ani (21,9%), ponderea populaţiei tinere de 15 - 24 de ani reprezentâd 9,9% din populaţia ocupată.

La nivelul Regiunii Sud Muntenia, din totalul populaţiei ocupate civile, 60% erau salariaţi, 1,3% patroni, 24,2% lucrători pe cont propriu şi 14,2% lucrători familiali neremuneraţi.

Zona metropolitană Ploieşti înregistra la 1 iulie 2002 o populaţie de 300358 locuitori, în scădere cu 16.498 faţă de data similară a anului 1992 (316.856 locuitori). Această scădere s-a produs pe fondul tendinţei generale de scădere a populaţiei la nivel naţional ca urmare a scăderii natalităţii, creşterii mortalităţii, migraţiei populaţiei producându-se şi o tendinţă accentuată de îmbătrânire a acesteia. Cea mai numeroasă populaţie se înregistrează în municipiul Ploieşti (237.420 locuitori).

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 29

Densitatea populaţiei este de 628,3 locuitori/km2, mult superioară mediei judeţene de 175,5 locuitori/km2, Prahova fiind din acest punct de vedere judeţul cu cea mai mare densitate medie pe ţară.

Schematic, densitatea populatiei caracteristice zonei Ploiesti, este prezentata in figura urmatoare:

Distribuţia populaţiei pe principalele grupe de vârstă pe total şi medii, in judetul Prahova comparativ cu distributia populatiei la nivelul Romaniei se prezintă astfel:

GRUPA DE VÂRSTĂ JUDEŢUL PRAHOVA ROMÂNIA

%TOTAL%

Urban%

Rural%

0-14 ani 15,26 14,31 18,67 17,715-59 ani 66,81 67,98 62,65 62,960 ani şi peste 17,92 17,71 18,68 19,3

sursa: I.N.S. Recensământul Populaţiei şi Locuinţelor, 2002

Faţă de recensământul din 1992, în anul 2002 se înregistrează modificări semnificative în distribuţia populaţiei pe grupe de vârstă puse în evidenţă de instalarea unui proces de îmbătrânire demografică, îndeosebi a persoanelor adulte (15-59 ani) şi vârstnice (60 ani şi peste) concomitent cu scăderea numărului şi proporţiei populaţiei tinere (sub 15 ani).

O tendinţă uşoară de îmbătrânire a populaţiei prezintă municipiul Ploieşti, cu o pondere a populaţiei cu vârstă între 15-59 ani de 67,98% şi de doar 14,31% a celei sub 15 ani.

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 30

Structura populatiei pe grupe de varsta, la nivelul Municipiului Ploiesti, este prezentata in graficul urmator:

3.1.2 Aspecte privind piaţa muncii

Transformarea socială, economică şi politică, componente caracteristice perioadei de tranziţie şi trecerii la economia de piaţă au produs o serie de schimbări în structura pieţei forţei de muncă, cu consecinţe majore atât în domeniul social cât şi în cel economic.

Sugestiv, situaţia pieţei muncii din Regiunea Muntenia Sud este redată în tabelul următor:

- mii persoane -

AnulTotal

populaţie

Resurse de

muncă

Populaţie activă civilă

Populaţie ocupată

civilăŞomeri

Rata şomajului

(%)

2000 3.465,5 2.002,4 1.444,4 1.293,8 150,6 10,4%

2004 3.342,0 2.061,3 1.277,7 1.183,0 94,7 7,4%

Tendinţa a fost reducerea numărului persoanelor active (1.277,7 mii persoane în 2004, cu 11,54% mai mic decât în 2000) în favoarea celor inactive, fapt datorat în special fenomenului de îmbătrânire al populaţiei, sporului negativ şi persoanelor cu alte surse de existenţă.

Structura populatiei pe grupe de varsta in Municipiul Ploiesti

17.71%

67.98%

14.31%

0-14 ani 15-59 ani peste 60 ani

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 31

Aceeaşi tendinţă de scădere a avut-o şi populaţia ocupată civilă, care la sfârşitul anului 2004 era de 1.183,0 mii persoane cu 110,8 mii persoane mai puţin decât în 2000, acest fenomen fiind generat de procesul de restructurare economică.

Pe sectoare de activitate, în perioada 2000-2004, scăderi ale populaţiei ocupate s-au produs cu precădere în agricultură, vânătoare, silvicultură, piscicultură (de la 628,0 mii persoane în 2000 la 466,3 mii persoane în 2004), în acelaşi timp înregistrându-se o creştere a ponderii populaţiei ocupate în construcţii (de la 43,0 mii persoane în 2000 la 51,3 mii persoane în 2004), în comerţ (de la 98,9 mii persoane în 2000 la 115,2 mii persoane în 2004) şi servicii sociale (de la 14,8 mii persoane în 2000 la 20,9 mii persoane în 2004).

Structura pe grupe de vârste a populaţiei ocupate indică ponderea ridicată deţinută de persoanele între 25-34 ani (27,2%), urmată de cele în vârstă de 35-44 ani (24,1%) şi 45-54 ani (21,9%), ponderea populaţiei tinere de 15 - 24 de ani reprezentâd 9,9% din populaţia ocupată.

Numărul mediu al salariaţilor din economia regiunii a înregistrat o scădere continuă, ajungând în anul 2004 la 570.523 persoane, cu 46.124 persoane mai puţin faţă de anul 2000.

Comparativ cu acelaşi an, numărul salariaţilor din industrie a scăzut cu 21.859 persoane, ajungând în 2004 la 250.474 persoane, ceea ce reprezintă 43,9% din numărul total de salariaţi.

La nivelul judetului Prahova, situatia salariatilor pe activitati este prezentata in tabelul urmator:

- persoane - Ramuri de activitate 2000 2001 2002 2003

Total Judetul Prahova, din care:

179933 184218 180567 185246

Agricultura 2796 3660 2916 3151Silvicultura, piscicultura 1380 1058 1239 937Industria extractiva 7662 7558 7191 6888Industria prelucratoare 72655 73290 73910 76106Energie electrica, termica, gaze si apa 5940 6095 5463 5131Constructii 14482 15167 15774 15814Comert 17952 21080 18275 19887Hoteluri si restaurante 3322 2601 2460 3143Transporturi, comunicatii 15326 12988 13731 13624Activitati financiar bancare 1741 1573 1600 1626Imobiliare 7643 8541 8363 8786Invatamant 11466 11688 11411 11489Sanatate si asistenta sociala 9724 10694 10919 11198Alte activitati si servicii 7844 8225 7315 7466

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 32

ŞOMAJUL

Evoluţia negativă a principalilor indicatori ai forţei de muncă este ilustrată de raportul de dependenţă economică, exprimat prin numărul de persoane inactive şi şomeri la 1000 persoane ocupate, care a crescut de la an la an ajungând în anul 2004 la 1.821,8 persoane.

Dezechilibrele economice din perioada de tranziţie, disponibilizările din industrie şi incapacitatea altor sectoare economice de a absorbi forţa de muncă, au constituit cauzele care au determinat apariţia şi creşterea şomajului.

La 31 decembrie 2004, rata şomajului era de 7,4% la nivelul regiunii Sud Muntenia, cu o diferenţiere între sudul şi nordul regiunii, cele mai ridicate rate ale şomajului înregistrându-se în judeţele Ialomiţa (10,4%) şi Călăraşi (8,8%), iar cele mai reduse în judeţele Prahova (6,6%) şi Dâmboviţa (6,7%). Lipsa locurilor de muncă în zonele rurale determină plecarea către Bucureţti şi migraţia tinerilor către Europa de Vest, astfel incât satele şi oraşele mici se depopulează.

Valorile principalilor indicatori de şomaj sunt evidenţiate în tabelul următor:

2001 2002 2003 2004

Şomeri înregistraţiRegiunea SudArgeş

Călăraşi

Dâmboviţa

Ialomiţa

Giurgiu

Prahova

Teleorman

12349418501

12275

20404

16021

7209

33473

15611

12357718627

12025

19564

13624

7162

32907

19668

10989717064

8630

12949

12228

7298

32385

19343

9468518304

9658

14259

11198

6838

20568

13860

Rata şomajului (%)Regiunea SudArgeş

Călăraşi

Dâmboviţa

Ialomiţa

Giurgiu

Prahova

Teleorman

8,96,4

10,1

9,0

13,6

6,7

10,2

7,7

9,26,6

10,6

8,8

12,0

7,3

10,2

10,2

8,36,2

7,8

6,1

11,1

7,5

10,0

10,3

7,46,8

8,8

6,7

10,4

7,3

6,6

8,0

Ponderea populaţiei ocupate era, în 2004, de 35,4% din populaţia regiunii, sub media pe ţară (38,0%), valorile cele mai ridicate înregistrându-se în Argeş (38,9%) şi Teleorman (37,1%), în

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 33

celelalte judeţe valorile fiind cuprinse între 31 şi 37%.

Gradul de ocupare a populaţiei pe sectoare de activitate, la nivel regional, indică o pondere ridicată, dar în descreştere, a populaţiei ocupate în agricultură (39,4%) şi o pondere relativ scăzută a celei ocupate în industrie (29,5%) şi servicii (31,1%). Judeţele sudice ale Regiunii sunt preponderent agricole, cu o pondere ridicată a populaţiei ocupate în agricultură: Teleorman, Giurgiu (58,8 % şi 57,7%), Călăraşi (51,51%). Judeţele Prahova şi Argeş se caracterizează printr-o pondere ridicată a populaţiei ocupate în industrie şi servicii.

Câştigul salarial net lunar a fost în anul 2004 de 580 RON, cu 3,3% mai mic decât câştigul salarial mediu pe ţară (locul 5 în cadrul celor 8 regiuni de dezvoltare), cele mai mari valori înregistrându-se în domeniul financiar-bancar şi de asigurări (1345 RON), în domeniul industriei extractive (940 RON) şi în domeniul energiei eletrice şi termice, gaze şi apă (828 RON), comparativ cu domeniul serviciilor hoteliere şi restaurante (334 RON), al comerţului (407 RON), agriculturii, vânătorii şi silviculturii (481 RON), construcţiilor (495 RON), sănătăţii şi asistenţei sociale (476) în cadrul cărora s-au înregistrat cele mai mici valori.

Evolutia salariului net mediu lunar la nivelul Regiunii Sud Muntenia este prezentata in tabelul urmator:

- RON –Specificatie 2000 2001 2002 2003 2004 2005

Total România 213,9 301,9 378,9 484,0 598,6 731,0Regiunea Sud Muntenia 207,7 296,2 369,5 469,3 578,9 700,3

Condiţiile socio-economice ale regiunii şi necesităţile de pregătire şi de formare a forţei de muncă în conformitate cu specificul şi cerinţele economiei de piaţă, au determinat crearea în cadrul regiunii şi în special în reşedinţele de judeţ a unor centre şi organizaţii cu profilul activităţii orientat spre rezolvarea problemelor specifice forţei de muncă.

Succesul modernizării economiei regiunii va depinde de creşterea calităţii profesionale a forţei de muncă, de promovarea, generalizarea şi consolidarea culturii antreprenoriale şi de dezvoltarea unei culturi educaţionale, care să nu fie bazată în exclusivitate pe sistemul educaţional tradiţional.

În concluzie piaţa forţei de muncă din regiune se caracterizează prin: - tendinţa de scãdere a populaţiei active şi ocupate- ponderea ridicată a populaţiei ocupate în judeţele din nordul regiunii faţã de cele din sudul regiunii- predominarea forţei de muncă tânără şi cu pregătire medie- în regiunea Sud-Muntenia se înregistrează o rată a şomajului mai mare decât cea naţională.

Capabilitatea financiară a populaţiei de a achita costul energiei termice

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 34

În vederea determinării capabilităţii financiare a consumatorilor rezidenţiali privind achitarea facturii la energia termică (încălzire şi apă caldă menajeră), s-au avut în vedere următoarele elemente:

- Date statistice privind venitul salarial net mediu lunar la nivelul judeţului. Astfel, în anul 2004 salariul net mediu lunar a fost de 580 RON, cu 3,3% mai mic decât câştigul salarial mediu pe ţară, acesta înregistrând o creştere de circa 1,3% în fiecare an. La nivelul anului 2005 salariul net mediu lunar a fost de aproximativ 640 RON.

- Consumul mediu anual de energie termică (încălzire şi apă caldă menajeră) pentru un apartament a fost estimat la circa 7,2 Gcal/an. Acest consum a fost determinat pe baza cantităţii de căldură livrată populaţiei din Municipiul Ploieşti şi anume 460 352,6 Gcal/an şi a numărului de apartamente racordate la sistemul centralizat de termoficare (circa 64 138 apartamente).

- Preţul de vânzare al energiei termice livrate populaţiei la nivelul 2005 - 2006 a fost:- preţ subvenţionat: 107,5 RON/Gcal (preţul naţional de referinţă – inclusiv TVA)- preţ local (nesubvenţionat) la nivelul anului 2005-2006: 187,42 RON/Gcal (inclusiv TVA)

În baza celor menţionate, au fost determinate cheltuielile medii cu energia termică (încălzire şi apă caldă menajeră) pentru un apartament, în douã ipoteze:

1. în situaţia subvenţionării energiei termice, conform H.G. 1254/2005 privind stabilirea nivelului preţului naţional de referinţă pentru energia termică furnizată populaţiei prin sisteme centralizate, situaţie în care populaţia plăteşte preţul naţional de referinţă (107,5 RON/Gcal)

2. în situaţia eliminării subvenţiilor, situaţie în care populaţia plăteşte 187,42 RON/Gcal.

În funcţie de aceste ipoteze, rezultă:

- Pe baza consumului mediu anual de energie termică şi a preţului local pentru energia termică livrată, rezultă o cheltuială anuală cu energia termică per apartament, de:

- în situaţia subvenţionării energiei termice: 774 RON/an- în situaţia eliminării subvenţiilor: 1349,4 RON/an.

- Salariul mediu pentru regiunea Sud-Muntenia este de aproximativ 700,3 RON/luna, adică 8403,6 RON/an pentru o persoană. Veniturile anuale medii pentru o familie (3,2 persoane / familie) sunt de 16 135 RON/an şi familie.

Ponderea alocată cheltuielilor cu energia termică din total venturi pe familie, determinată ca raportul dintre cheltuielile cu energia termică pentru un apartament şi veniturile medii ale unei familii, este:

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 35

- în situaţia subvenţionării energiei termice: 4,8 % din total venituri pe familie- în situaţia eliminării subvenţiilor: 8,36 % din total venituri pe familie.

Aspecte economico-sociale

Cadrul economic al regiunii este caracterizat prin următoarele aspecte generale:- valori ale unor indicatori ai dezvoltării economice sub cele existente la nivel de ţară- concentrarea principalelor sectoare industriale în partea de nord a regiunii - declinul unor sectoare industriale tradiţionale.

Reducerea activităţilor economice, dezechilibrele din ultimii ani şi influenţa procesului de tranziţie la economia de piaţă a determinat după 1989 evoluţia negativă a economiei regiunii.

Spaţial, structura economică a regiunii este caracterizată de dominarea industriei în cele 3 judeţe (Prahova, Dâmboviţa şi Argeş) din nordul Regiunii Muntenia Sud şi agriculturii în cele 4 judeţe (Teleorman, Giurgiu, Călăraşi şi Ialomiţa) din sud.

Dupa anul 1989 economia regiunii a avut în general o evoluţie descendentă, datorată dezechilibrelor moştenite a neconcordanţei dintre componentele reformei economice şi a utilizării neraţionale a resurselor naturale şi umane, cu impact negativ asupra productivitaţii, eficienţei şi ratei de angajare.

Fenomenul de declin economic, generator a unor probleme sociale, precum reducerea gradului de ocupare a forţei de muncă, persistenţa şomajului de lungă durata, accentuarea unor dezechilibre structurale, reducerea nivelului de trai şi deteriorarea calităţii vieţii, s-a atenuat pe parcursul ultimilor ani înregistrându-se în această perioadă o evoluţie lentă dar pozitivă a economiei, având efecte benefice asupra mediului social.

Economia regiunii, analizată pe baza principalului indicator de evaluare al creşterii economice – PIB-ul regional, a avut în perioada 1998-2003 tendinţa evidenţiată în graficul de mai jos, a ponderii de participare la realizarea PIB-ului naţional.

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 36

În cadrul perioadei 1998-2003, ca un efect al creşterii economice, PIB-ul regional a crescut de la 49.675,0 miliarde RON în 1998 la 247.760,3 miliarde RON în anul 2003, acest aspect situând regiunea pe locul III la nivel de ţară.

Din analiza la nivel de ţară al indicatorului de comparare a nivelurilor de dezvoltare economică – PIB-ul/loc. rezultă poziţionarea regiunii în anul 2003 pe penultimul loc dintre cele 8 regiuni. Cu toate că această poziţie s-a menţinut pe perioada 1998-2003, valoarea PIB-ului/loc. a crescut în anul 2003 faţă de 1998 de aproximativ 6 ori.

Imaginea oferită de cei doi indicatori, indică existenţa unui decalaj economic faţă de celelalte regiuni, atenuarea lui implicând o dezvoltare accelerată bazată pe creşterea competitivităţii economiei regionale – factor generator al unor salturi de productivitate şi eficienţă.

Analiza PIB-ului pe domenii economice şi a gradului de contribuţie al acestora la realizarea PIB-ului regional a făcut posibilă identificarea unor aspecte legate de starea şi modul de funcţionare a economiei regionale.

Caracterizatã de o evoluţie pozitivã, industria deţine primul loc în economia regiunii, având o pondere de 31,1% în PIB-ul regional, superioarã mediei pe ţarã de 27,3%.

În contextul unei structuri preponderent agrară a regiunii, participarea în anul 2003 a agriculturii la realizarea PIB-ului regional cu un procent de numai 14,4% superior totuşi nivelului naţional de 11,6%, indică existenţa unor reale probleme şi disfuncţionalităţi în cadrul acesteia.

Perioada 1998-2003 este caracterizată pe de o parte de o scădere continuă a contribuţiei agriculturii la realizarea PIB-uluii regional (în 1998 ponderea fiind de 18,4% comparativ cu 14,4% în 2003), iar pe de altă parte de creşterea valorii PIB-ului (de aproximativ 4 ori) realizat de către aceasta.

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 37

O situaţie deloc satisfăcătoare şi care nu diferă mult faţă de nivelul naţional se înregistrează în domeniul construcţiilor, care în anul 2003 participa la realizarea PIB-ului regional cu un procent de 5,4% (nivelul naţional fiind de 5,8%). Valoric, PIB-ul regional realizat de domeniul construcţiilor a crescut în anul 2003 de aproximativ 5,9 ori faţă de anul 1998, perioada 1998-2003 fiind caracterizată de o creştere a ponderii acestuia în PIB-ul regional.

Domeniul serviciior, caracterizat în general de o evoluţie pozitivă după 1989, a înregistrat în perioada 1998-2003 o creştere valorică a contribuţiei la realizarea PIB-ului regional şi o evoluţie fluctuantă a ponderii de participare în cadrul acestuia. Dacă în 1998 ponderea realizată a fost de 39,3%, în anul 2003 aceasta a crescut la 40,8%.

Imaginea de ansamblu pe perioada analizată a dinamicii principalelor domenii ale economiei regiunii, privind ponderea contribuţiei acestora la realizarea PIB-ului regional şi valoarea lor în PIB-ul regional, este prezentată în următoarele două grafice:

EVOLUŢIA PONDERII ÎN PIB-ul REGIONAL

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 38

EVOLUŢIA VALORII ÎN PIB-ul REGIONAL

3.1.3 Industria

Caracteristici generale

Complexă şi diversificată, industria regiunii acoperă toate domeniile componente bazându-se totodată pe bogăţia şi varietatea resurselor naturale existente.

Zonele industriale sunt localizate şi aparţin în general comunităţilor mari cum sunt municipiile şi oraşele, ele fiind concentrate în special în cele trei judeţe din nordul regiunii: Prahova, Dâmboviţa şi Argeş.

Parte din industria regiunii se află încă sub influenţa declinului din economia naţională determinată de: moştenirea unei structuri bazată pe industria grea; dependenţa unor ramuri de importul de materii prime; consumuri energetice relativ ridicate; eficienţă şi competitivitate redusă; măsuri de restructurare economică neperformante; lipsa unei politici coerente de stimulare a relaţiilor de cooperare între întreprinderi şi domeniul cercetării, în contextul existenţei în cadrul acestuia a unui potenţial uman specializat, promovarea insuficientă a industriilor locale şi a cooperării interne şi internaţionale a întreprinderilor din regiune; reducerea şi întreruperea activităţii unor capacităţi de producţie din diverse sectoare ale industriei, a făcut ca aceasta să devină principala ramură generatoare de şomaj, din cadrul economiei regiunii; dependenţa unor comunităţi de existenţa unei singure industrii şi localizarea investiţiilor străine preponderent în partea de nord a regiunii.

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 39

3.1.4 Structură şi potenţial de dezvoltare

Bazată în mare parte pe activităţi tradiţionale şi orientată spaţial în funcţie de localizarea resurselor naturale, industria Regiunii Muntenia Sud acoperă toate domeniile componente, având următoarea structură:

- extracţia şi prelucrarea petrolului şi gazelor naturale, cărbunelui, calcarului, argilei şi sării- producerea energiei electrice şi termice- fabricarea de utilaj petrolier şi chimic- producerea şi prelucrarea oţelului- fabricarea de maşini unelte şi echipamente electrice - fabricarea de aparatură electrică şi electrocasnică- fabricarea autoturismelor şi a maşinilor de teren- prelucrarea lemnului- prelucrarea produselor agro-alimentare- confecţionarea produselor textile- fabricarea cauciucului şi a maselor plastice- producerea îngrăşămintelor chimice pentru agricultură- fabricarea rulmenţilor - fabricarea materialelor de construcţii.

Activităţile specifice celor mai sus prezentate se desfăşurau în anul 2004 la nivelul regiunii în cadrul a 9.056 întreprinderi, structura acestora în funcţie de principalele ramuri industriale, de clasele de mărime şi de numărul de salariaţi prezentându-se astfel:

Nr. crt. Tip de activitate Total nr. de întreprinderi

din care: pe clase de mărimedupă numărul de salariaţi

0-9 10-49 50-249 250 şi peste

TOTAL 9.056 din care:

6.324 1.705 782 245

1. Industria extractivă 128 63 30 18 17

2. Industria prelucrătore 6.106 4.147 1.219 560 180

3. Energie electrică, termică, gaze şi apă

92 20 19 24 29

4. Construcţii 2.730 2.094 437 180 19 Imaginea furnizată de acesta imagine, conduce spre două concluzii relevante şi anume ponderea ridicată (67,42%) a întreprinderilor din industria prelucrătoare şi a celor cu mai puţin de 250 de salariaţi.

Industria reprezintă cea mai importantă ramură economică a regiunii tinând cont de faptul ca întreprinderile din sectorul industrial au realizat 47,55% din cifra de afaceri totală din regiune în

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 40

anul 2004. În regiune există 11 parcuri industriale, ştiinţifice şi tehnologice (o treime din numărul total de parcuri existente în România), 5 dintre acestea fiind localizate în judeţul Prahova.

În regiune s-au realizat importante investiţii străine directe: Renault – Piteşti, Holcim – Câmpulung Muscel, Samsung COS – Târgovişte.

Imaginea generată de întreprinderile nou create este completată şi totodată susţinută de existenţa unor întreprinderi reprezentative atât pentru regiune cât şi pentru ţară şi care polarizează majoritatea activităţilor din zonele aferente.

Dintre acestea se pot menţiona:- SC Petrobrazi SA; SC Petrotel-Lukoil SA; SC Rafinăria Astra Română SA; SC Upetrom SA; SC

Uzuc SA; SC Neptun SA; SC Derolever SA – Judeţul Prahova- SC Arpechim SA; SC Dacia-Renault SA; SC Aro-Câmpulung SA – Judeţul Argeş- SC Artic SA; SC Steaua Electrică; SC Romlux SA; SC Victoria SA; Combinatul de Oţeluri

Speciale Târgovişte – Judeţul Dâmboviţa

Industria reprezintă ramura de bază a economiei judeţului Prahova, deţinând ponderi însemnate din producţia la nivel naţional. În prezent sunt operaţionali aproximativ 26.000 de agenţi economici.

Ponderea cea mai mare în producţia industrială a judeţului Prahova o deţine prelucrarea petrolului, urmată de industria alimentară şi băuturi (inclusiv tutun), maşini şi echipamente, industria extractivă, chimică şi prelucrarea cauciucului, textile şi produse textile. Ramura de bază, prelucrarea petrolului (benzine, motorine, păcură, uleiuri minerale, etc) este o activitate de tradiţie, prima rafinărie de petrol din lume fiind pusă în funcţiune în anul 1856 la Ploieşti.

Producţia principalelor produse industriale specifice judeţului Prahova în anii 2005÷2006 este prezentatã în tabelul următor:

U.M.2005 2006

iuli. aug. sept. oct. nov. dec. ian. febr. mar. apr. mai. iun. iul.

Titei extras tone 37086 35454 34631 35128 33776 34179 33888 30246 32757 31456 32738 31326 32074

Titei prelucrat tone 536542 524246 501507 438420 314886 546191 514187 495555 536164 471176 510283 508203 531694

Benzine tone 169554 184344 177724 146313 100457 204388 182711 172845 188191 152215 190819 168132 157983

Petroluri tone 20859 21572 16009 10507 4695 17829 18334 23924 31499 20422 23975 23155 26043

Motorine tone 159780 162170 174685 138314 95651 171662 169935 147398 162126 136735 178004 175777 167188

Pacura tone 50954 110698 37308 63235 21181 58093 46889 39401 39989 31520 42963 28271 46126

CLU tone 6336 5440 4133 4743 5912 10931 7058 9209 6949 2590 1148 2565 1736

Otel brut tone 1518 1612 1395 1568 1761 1557 1119 1480 1626 1191 1310 1521 1358

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 41

În această ramură funcţionează importante unităţi, cum sunt: S.C. PETROBRAZI S.A., unitate de producţie, componentă a S.N.P. PETROM care este cel mai mare producător-distribuitor din domeniu in România şi care s-a privatizat, acţionar majoritar devenind O.M.V., S.C. PETROTEL-LUKOIL S.A., rafinăriile ASTRA ROMÂNĂ S.A., ROMPETROL VEGA S.A. din Ploieşti şi STEAUA ROMÂNĂ S.A. din Cîmpina.

O altă ramură importantă a industriei judeţului Prahova – pe locul trei din punct de vedere al producţiei industriale - este cea de maşini şi echipamente (utilaj petrolier, minier şi chimic, rulmenţi grei, echipamente şi piese de schimb) reprezentată în ceea ce priveşte investiţiile străine de firme de marcă: TIMKEN Ploieşti, PCC STEROM, etc.

În prelucrarea cauciucului, Compania transnaţională MICHELLIN a preluat societatea de anvelope VICTORIA S.A. din Floreşti.

3.1.5 Agricultura

Sector important al economiei regionale, agricultura este prezentă în toate judeţele regiunii, ponderea cea mai mare fiind deţinută de cele 4 judeţe din sudul acesteia (Ialomiţa, Călăraşi, Giurgiu şi Teleorman).

Suprafaţa agricolă de 2.448.272 ha reprezentând 71,1% din suprafaţa totală a regiunii şi 16,6% din suprafaţa agricolă totală a ţării, determină pe de o parte caracterul agrar şi potenţialul agricol ridicat al acesteia iar pe de altă parte poziţionarea pe primul loc în cadrul celor 8 regiuni de dezvoltare.

Structura suprafeţei agricole care înseamnă 80,6% teren arabil, 16,1% păşuni şi fâneţe, 3,3% vii şi livezi şi condiţiile naturale favorabile, au determinat dezvoltarea în cadrul regiunii a tuturor ramurilor agriculturii.

În ceea ce priveşte agricultura, condiţiile naturale ale regiunii şi calitatea solului sunt favorabile dezvoltării tuturor ramurilor din domeniul acesta.

3.1.6 Sectorul privat

Factor vital pentru funcţionarea economiei de piaţă, sectorul privat din economia regională a evoluat relativ lent, fiind orientat preponderent spre unităţi mici din cadrul sectoarelor producătoare de bunuri de consum, atractive din punct de vedere al vitezei de rotaţie a capitalului şi al perspectivelor de acces pe piaţa internă şi externă.

Accelerarea procesului de privatizare din ultimii ani a avut un impact deosebit asupra evoluţiei întregii economii regionale, favorizând crearea unui mediu de afaceri sănătos, competitiv şi concurenţial.

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 42

Climatul instituţional favorabil din ultimii ani a permis o dezvoltare accentuată a sectorului privat, bazat în mare parte pe crearea de întreprinderi mici şi mijlocii.

Dinamica şi distribuţia teritorială a IMM-urilor este influenţată de o serie de factori precum: puterea economică a zonei, existenţa unui potenţial de forţă de muncă cu o bună pregătire profesională, posibilitatea accesului la capitalul disponibil, structura economică şi cererea corespunzătoare.

Structura IMM-urilor în funcţie de mărime, indică încă predominarea micilor întreprinderilor în contextul în care, în multe zone ale regiunii s-au creat şi dezvoltat IMM-uri reprezentative atât ca mărime cât şi importanţă.

Structura IMM-urilor pe domenii de activitate, pe clase de mărimi şi ponderea lor în totalul societăţilor care activează în sectorul privat în anul 2004, este prezentată în tabelul următor:

Nr. crt

Domeniu de activitate

Total nr. de întreprinderi

Total nr. de IMM-uri

%din totalîntreprinderi

din care: pe clase de mărime după numărul de salariaţi

0-9 10-49 50-249

43.083 42.78599,31

37.739 3.916 1.130

1. Industria extractivă 128 111 86,72

63 30 18

2. Industria prelucrătore

6.106 5.92697,05

4.147 1.219 560

3. Energie electrică, termică, gaze şi apă

92 6368,48

20 19 24

4. Construcţii 2.730 2.71199,30

2.094 437 180

5. Comerţ 24.237 24.22399.42

22.505 1.565 153

6. Hoteluri şi restaurante

1.703 1.703100,00

1.516 167 20

7. Transport, depozitare şi comunicaţii

2.496 2.46998,92

2.197 196 76

8. Tranzacţii imobiliare

4.137 4.12599,71

3.840 212 73

9. Învăţământ 91 91100,00

84 7 -

10. Sănătate şi asistenţă socială

586 586 567 18 1

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 43

100,00

11. Alte activităţi de servicii

777 777100,00

706 46 25

Potenţialul economic şi uman, cadrul geografic şi gradul sporit de urbanizare şi industrializare specific cu precădere zonei de nord a regiunii, au constituit condiţiile favorizante atragerii şi pătrunderii investiţiilor străine.

Totodată oportunităţile de afaceri oferite de regiune, au determinat orientarea şi decizia unor cunoscute firme străine de a investi în cadru acesteia.

3.1.7 Serviciile

Sectorul serviciilor a înregistrat în ultimii ani o evoluţie pozitivă în anumite domenii. Orientat iniţial cu precădere spre activitaţi comerciale, în prezent acesta acoperă o gamă largă de activităţi, fiind orientat spre domenii precum: financiar-bancar, asigurări, transport, tranzacţii imobiliare, poştă şi telecomunicaţii, turism, educaţie, sănătate şi asistenţă socială, consultanţă etc.

La nivelul regiunii activitatăţile în acest domeniu este asigurată de un număr de 34.027 instituţii, societăţi şi organizaţii, forţa de muncă ocupată fiind în număr de 172.143 angajaţi.

Tendinţa oscilantă în evoluţia sectorului de servicii la nivel regional şi dimensiunile relativ reduse ale acestuia constituie una din principalele deficienţe ale structurii economice din regiune, ceea ce reflectă o dezvoltare subdimensionată atât în raport cu nevoile populaţiei, cât şi în raport cu celelalte sectoare ale economiei regionale.

În ultimii ani o evoluţie pozitivă au avut-o activităţile din sectoarele financiar-bancar, de asigurări şi de comerţ.

3.1.8 Infrastructura

Transportul feroviar

Reţeaua de căi ferate a regiunii este bine dezvoltată, liniile aflate în exploatare însumând la sfârşitul anului 2004 o lungime de 1.703 km, regiunea situându-se din acest puct de vedere pe locul II în ţară.

În raport cu suprafaţa regiunii , liniile de cale ferată au o densitate de 49,4 Km /1000 Km² fiind superioară mediei pe ţară de 46,4 Km/1000 Km². Cea mai densă reţea de cale ferată există în judeţele Prahova (73,8 Km/1000 Km²) şi Ialomiţa (62,2 Km/1000 Km²), judeţul Giurgiu înregistrând din acest punct de vedere cea mai scăzută valoare (31,5 Km/1000 Km²).

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 44

Liniile de cale ferată electrificate din cadrul regiunii au o lungime de 623 km (locul II la nivelul ţării), ponderea acestora de 36,6% în totalul liniilor de cale ferată, fiind superioară mediei pe ţară.

Traversată de principalele magistrale feroviare ale ţării, regiunea are un real avantaj datorită facilitării de către acestea a legăturii cu importante zone şi centre urbane ale ţării şi asigurării unui transport rapid.

Magistrala cu lungimea cea mai mare care traversează regiunea este aceea care asigură legătura cu principala poartă maritimă a ţării Constanţa.

Judeţul Prahova dispune de o reţea de cale ferată în lungime de 348 km din care 163 km este electrificată. Densitatea de 73,8 km/1.000km2teritoriu situează judeţul pe locul 3 în ţară.

Demarat în anul 2002, Programul de modernizare a căii ferate Bucureşti – Ploieşti – Braşov, componentă a Culoarului IV Paneuropean de transport feroviar, reprezentând o investiţie de aproximativ 240 milioane USD din surse guvernamentale şi externe, a transformat acest sector în cale ferată de mare viteză. În cadrul aceluiaşi program a fost inclusă şi modernizarea Gării de Sud a municipiului Ploieşti, aceasta devenind Eurostaţie la standarde europene, ceea ce a implicat nu numai reabilitarea staţiei şi a spaţiului adiacent, dar şi modernizarea infrastructurii de comunicaţii CF pentru culoarul IX Paneuropean.

Transportul rutier

Lungimea drumurilor publice la sfârşitul anului 2004 era de 11.999 Km, situând regiunea pe locul II din ţară.

În structura reţelei de drumuri publice, drumurile naţionale a căror lungime este de 2.753 km (locul I) au o pondere de 22,9%, restul de 77,1% fiind drumuri judeţene şi comunale.

Densitatea drumurilor publice este de 34,8 Km/100 Km², valoarea cea mai mare a acesteia înregistrându-se în judeţele Prahova (46,6 km/100 km²) şi Dâmboviţa (43,2 km/100 km²), iar cea mai mică în judeţele Călăraşi (25,2 km/100 km²) şi Ialomita (25,7 km/100 km²).

Starea tehnică a reţelei de drumuri publice este în general nesatisfăcătoare, drumurile modernizate în lungime de 3.496 km reprezentând 29,1% din lungimea totală a acestora, iar cele cu îmbrăcăminţi uşoare rutiere 28,5% (3.416 Km).

Drumurile naţionale din cadrul regiunii sunt modernizate în proporţie de 95,3%, iar cele judeţene şi comunale în proporţie de 9,4%.

Reţeaua de drumuri existentă şi poziţia geografică a regiunii asigură acesteia o bună deschiderea internă şi internaţională.

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 45

Legătura cu principala poartă maritimă a ţării Constanţa şi accesul spre aceasta peste Fluviul Dunărea, este asigurat de podul feroviar rutier Feteşti – Cernavodă şi de podul rutier Giurgeni – Vadu Oii.

Regiunea beneficiază de puncte de control şi trecere a frontierei cu Bulgaria pentru trafic auto şi feroviar, localizate în judeţele Teleorman, Giurgiu şi Călăraşi.

Dintre toate cel mai important este punctul de control trecere frontieră şi terminal vamal pentru mărfuri Giurgiu – Ruse, prin care, datorită podului rutier feroviar se asigură legătura între ţările din centrul şi nord – vestul Europei şi Orientul Apropiat.

Reţeaua drumurilor publice din judetul Prahova are o lungime totală de 2.197 km din care 293 km drumuri naţionale, iar densitatea reţelei de 46,6 km/100 km2 teritoriu situează judeţul pe locul 2 în ţară.

Teritoriul judeţului va fi străbătut în următorii ani de autostrada Bucureşti-Ploieşti–Braşov care va îmbunătăţi în mod real infrastructura de acces rutier şi va oferi noi oportunităţi.

Autostrada Bucureşti – Braşov se încadrează în reţeaua generală de autostrăzi prevăzută a se realiza în ţara noastră şi reprezintă zona de mijloc a culoarului 4 de transport paneuropean care va străbate teritoriul României de la vest la est, între Arad (punctul de frontieră Nădlac) şi Constanţa.

Autostrada Bucureşti - Braşov face legătura între municipiul Bucureşti, respectiv partea de sud-est a ţării şi municipiul Braşov, facilitând accesul către centrul şi vestul ţării, asigurând un acces direct, comod şi rapid la staţiunile turistice de pe Valea Prahovei.

Autostrada Bucureşti - Ploieşti – Braşov, împărţită în patru sectoare (Bucureşti - Ploieşti, Ploieşti - Comarnic, Comarnic - Predeal, Predeal - Cristian) va avea o lungime de circa 140 de kilometri. Pe teritoriul judeţului Prahova traseul va însuma 110,3 kilometri (57,7 km în zona urbană şi 52,6 km în zona rurală) şi va străbate 22 de localităţi - 2 municipii, 6 oraşe, 14 comune.

Transportul naval

Reţeaua hidrografică a regiunii nu permite transportul naval, singura cale de navigaţie existentă în regiune fiind Fluviul Dunărea.

Principală arteră de navigaţie europeană, Dunărea asigură şi faciliteză prin intermediul porturilor fluviale Giurgiu, Olteniţa, Călăraşi, Zimnicea şi Turnu Măgurele schimburile comerciale cu ţările europene riverane.

Infrastructura nesatisfăcătoare a porturilor fluviale şi reducerea treptată a activităţii acestora, sunt factori care au contribuit la scăderea gradului de utilizare a potenţialului existent.

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 46

Alimentarea cu apă

Majoritatea localităţilor regiunii sunt alimentate cu apă în sistem centralizat, sursele de alimentare fiind apele de suprafaţă şi subterane.

Din totalul de 557 localităţi (municipii, oraşe, comune) ale regiunii, 305 sunt echipate cu instalaţii centralizate de alimentare cu apă potabilă, ceea ce reprezintă 54,76 % la nivel de regiune şi 16,4 % la nivel de ţară.

Reţeaua regională de distribuţie a apei potabile are o lugime totală de 7.854 km, reprezentând 17,46 % din lungimea reţelelor existente la nivel naţional.

O caracteristică generală a reţelelor de alimentare cu apă potabilă în special a celor din mediul urban o constituie vechimea şi gradul avansat de uzură, cu implicaţii majore în ceea ce priveşte asigurarea necesarului de apă potabilă a populaţiei.

În ceea ce priveşte reţelele de canalizare publică lungimea totală a acestora este de 2.156 km, beneficiare fiind 92 de localităţi, din care 46 oraşe.

La nivelul regiunii, judeţele care înregistrează o situaţie mai bună din punct de vedere al lungimii reţelelor de canalizare şi a numărului de localităţi beneficiare sunt Prahova şi Argeş.Pentru atragerea investitorilor s-a acordat o atenţie importantă asigurării utilităţilor de tipul: alimentare cu apă şi managementul acesteia, managementul deşeurilor, alimentare cu gaz şi energie termică.

Astfel, începând cu anul 2000 s-au desfăşurat proiecte importante de asigurare a utilităţilor de apă, gaze şi management al deşeurilor, astfel încât toate localităţile judeţului Prahova să aibă infrastructura minimă necesară. Instrumentul prin care s-a obţinut succesul în procesul de atragere a finanţărilor pentru aceste tipuri de infrastructură a fost acela al parteneriatului între localităţi şi consiliul judeţean, ca şi cel public-privat.

Alimentarea cu apa si canalizare

În domeniul alimentării cu apă şi al tratării apei, în anul 2000 erau alimentate în sistem centralizat 44 de localităţi, iar la finele anului 2004, 80 din cele 103 de localităţi beneficiază de sisteme de alimentare cu apă.

În ce priveşte epurarea şi canalizarea, în anul 2000 erau 15 localităţi cu sisteme de canalizare, în 2004 sunt 20, în perspectivă fiind rezolvarea acestui capitol conform normelor UE. Este evident că în multe zone s-a preferat rezolvarea alimentării cu apă în faza iniţială, urmând să fie integrat sistemul de management al apei, prin sistemul de epurare-canalizare.

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 47

Alimentarea cu gaze naturale

În ceea ce priveşte alimentarea cu gaze naturale, în cadrul regiunii sunt racordate la sistemul naţional de distribuţie a gazelor un număr de 108 localităţi reprezentând 15,79% faţă de total ţară, din acestea 32 fiind municipii şi oraşe.

Lungimea reţelei de distribuţie a gazelor la nivelul regiunii este de 3.792 km, ceea ce reprezintă 14,65% din totalul reţelei din ţară.

Judeţele din nordul regiunii şi anume Prahova, Dâmboviţa şi Argeş înregistrează o situaţie mai bună din punct de vedere al alimentării cu gaze naturale comparativ cu judeţele din sudul acesteia, unde distribuţia de gaze este asigurată doar pentru 8 localităţi.

Alimentarea cu gaze în Judeţul Prahova este asigurată în prezent pentru 30 de localităţi. Numărul acestora se va mări cu încă 39 de localităţi, din care sunt deja în lucru reţelele pentru 13 localităţi, unele fiind puse în funcţiune parţial, pe tronsoane.

Alimentarea cu energie electrică nu constituie o problemă, aceasta fiind asigurată la nivelul regiunii în proporţie de 99%, în mediul urban aceasta fiind de 100%.

Distibuţia energiei termice în sistem centralizat, prezentă cu precădere în centrele urbane şi aflată în declin în ultimii ani, datorită costurilor ridicate de producţie şi transport, tinde să fie înlocuită de sisteme mai mici, performante şi eficiente.

Reţelele de telecomunicaţii

Caracterizat de o evoluţie pozitivă pe perioada ultimilor ani atât din punct de vedere al ariei de acoperire cât şi din punct de vedere calitativ, sistemul de telecomunicaţii regional asigură în prezent un acces sporit şi rapid al locuitorilor regiunii la reţeaua naţională şi internaţională de telecomunicaţii.

Concluziile relevante rezultate din analiza domeniului economic al regiunii sunt:- creşterea contribuţiei valorice ale unor sectoare economice în PIB-ul regional- nivelul scăzut al ponderii de participare la realizarea PIB-ului regional a agriculturii şi construcţiilor- diversitatea şi complexitatea industriei- ponderea ridicată a societăţilor cu capital străin sau mixt în partea de nord a regiunii- regiunea Sud-Muntenia ocupă primul loc pe ţară privind agricultura; sectorul privat în agricultură deţinând 96,2%- reprezentarea bună a sectorului de servicii

3.1.9 Aspecte de mediu

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 48

Problemele de mediu şi grija faţă de acesta, impune luarea unor măsuri concrete de protejare a acestuia şi necesitatea conservării biodiversităţii. Provocarea adresată mediului, impune o schimbare de atitudine a populaţiei şi o atenţie sporită privind protejarea lui.

Calitatea mediului, în funcţie de evaluarea gradului de poluare a componentelor sale individuale (aer, apă, sol, păduri etc.) diferă în cadrul regiunii de la o zonă la alta, fiind determinată de specificul şi particularităţile acestora.

Astfel, zona de nord a regiunii datorită gradului ridicat de industrializare şi de concentrarea în cadrul acesteia a unor activităţi industriale poluante, se caracterizează prin probleme la nivelul tuturor componentelor de mediu, cu un impact negativ asupra calităţii vieţii şi a condiţiilor de trai.

Starea tehnică necorespunzătoare a staţiilor de tratare a apelor uzate menajere şi industriale şi folosirea unor tehnologii depăşite, determină existenţa unei poluări biologice şi microbiologie avansate a râurilor colectoare.

Partea de sud a regiunii, datorită gradului scăzut de industrializare este mai puţin afectată de factorii poluanţi, dar în schimb suportă acţiunea unor factori de mediu limitativi, cum sunt: eroziunea, sărăcia în substanţe nutritive şi poluare chimică, a căror efecte negative în productivitatea agricolă şi calitatea mediului de trai sunt evidente.

Folosirea pe scară largă a substanţelor chimice pentru tratarea solului şi a culturilor în contextul practicării de-a lungul timpului a unei agriculturi intensive a influenţat negativ calitatea apelor subterane, gradul de poluare al acestora fiind destul de ridicat.

O problemă deosebită o constituie depozitarea deşeurilor menajere şi nemenajere, regiunea dispunând de un număr restrâns de spaţii de depozitare corespunzătoare a acestora, localizate preponderent în centrele urbane. Până în prezent, în cadrul regiunii nu există un sistem complex şi modern, capabil să realizeze separarea, procesarea, utilizarea şi lichidarea deşeurilor, inclusiv incinerarea acestora.

Un aspect sensibil şi tot mai prezent îl constituie schimbarea climatică, efectele generate având implicaţii asupra stilului de viaţă şi al dezvoltării în general.

Fenomene precum încălzirea globală, inudaţiile implică o planificare strategică a actiunilor de prevenire şi diminuare a impactului pe care îl produce.

Mediul şi calitatea vieţii sunt probleme cheie în procesul de dezvoltare al regiunii.Luarea în considerare a acestora implică direcţionarea măsurilor specifice către îmbunătăţirea în ansamblu a calităţii factorilor de mediu.

3.2 Programe de investiţii în regiune

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 49

Conform documentului principal de planificare şi programare al Regiunii Sud-Muntenia – Planul de Dezvoltare Regionalã – programele de investiţii la nivelul acestei regiuni sunt structurate pe mãsuri de intreprins în cadrul domeniilor de intervenţie identificate la nivelul fiecãrei prioritãţi de dezvoltare în parte.

Programele de investiţii astfel structurate sunt prezentate în continuarea acestui subcapitol.

Cele patru prioritãţi de dezvoltare sunt:

Prioritatea 1 – Dezvoltarea infrastructurii locale şi regionalePrioritatea 2 – Dezvoltarea afacerilorPrioritatea 3 – Dezvoltarea rurală şi eficientizarea agriculturiiPrioritatea 4 – Dezvoltarea resurselor umane

Fiecare din priorităţile de mai sus mentionate conţine un set de Măsuri corespondente care prezintă tipurile de acţiuni care trebuie întreprinse în vederea unei dezvoltãri durabile în regiune.

Prioritatea 1 – Dezvoltarea infrastructurii locale şi regionale

Obiectiv: Asigurarea condiţiilor fizice pentru o economie şi un mod de viaţă modern.

Scopul principal al priorităţii este de a susţine dezvoltarea infrastructurii regionale, care reprezintă unul din factorii cheie al creşterii competitivităţii regiunii.

În vederea reducerii disparităţilor regionale, prioritatea se adresează problemelor de infrastructură care limitează accesibilitatea, dezvoltarea afacerilor şi nivelul de ocupare.

În contextul larg al priorităţii, obiectivele specifice ale acesteia sunt:

- îmbunătăţirea accesului în interiorul regiunii- încurajarea investiţiilor în zonele mai puţin dezvoltate- creşterea calităţii vieţii în special în zonele cu probleme sociale şi economice- eliminarea problemelor generate de condiţiile de trafic la nivelul comunităţilor urbane- eliminarea factorilor care restricţionează potenţialul de dezvoltare al regiunii- stoparea migraţiei populaţiei din comunităţile ruarale

Obţinerea acestor obiective se va face prin:- îmbunătăţirea infrastructurii de transport în vederea facilitării accesului la reţeaua de drumuri

naţionale, locuri de muncă, oportunităţi sociale, pieţe şi în zone cu potenţial de dezvoltare al IMM-urilor;

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 50

- modernizarea infrastructurii comunicaţiilor şi informaţiei concomitent cu stabilirea unui sistem performant de servicii în domeniul informaţiei;

- îmbunătăţirea calităţii infrastructurii de mediu, sociale, culturale şi recreaţionale în scopul creşterii gradului de atractivitate al regiunii.

Prioritatea 2 – Dezvoltarea afacerilor

Obiectiv: Asigurarea unui mediu favorabil îmbunătăţirii performanţelor economice ale regiunii

Prioritatea se concentrează pe crearea condiţiilor de promovare şi susţinere a dezvoltării sectorului privat care este vital pentru prosperitatea economică a regiunii.

În contextul dezvoltării durabile urmarită de strategie, prioritatea este direcţionată către crearea de economii locale flexibile şi diverse care să vină în sprijinul dezvoltării durabile a comunităţilor, constituind totodată o oportunitate chei în ceea ce priveşte îmbunătăţirea performanţelor mediului de afaceri.

Asigurarea dezvoltării durabile este considerată o componentă cheie a competititvităţii regionale.

Prioritatea îşi propune atingerea următoarelor obiective specifice:

- facilitarea creşterii economice echilibrate a comunităţilor regiunii;- creşterea capacităţii interne a regiunii şi crearea de noi afaceri;- furnizarea de oportunităţi privind surse alternative de venituri;- creşterea şi îmbunătăţirea capacităţii IMM-urilor şi a personalului acestora;- creşterea competitivităţii şi eficienţei activităţilor economice în scopul creşterii veniturilor locale

şi a oportunităţilor de angajare; - atragerea de investiţii interne şi străine şi modernizarea bazei industriale a regiunii;- creşterea nivelului de promovare al inovării, cercetării şi dezvoltării tehnologice; - creşterea contribuţiei resurselor naturale ale regiunii la dezvoltarea economică şi socială- îmbunătăţirea condiţiilor de mediu şi a imaginii regiunii;- creşterea capacităţii de piaţă a firmelor.

Obţinerea acestor obiective se va face prin:- dezvoltarea infrastructurii de susţinere; - dezvoltarea oportunităţilor pentru locuri de muncă;- furnizarea de instruire şi consultanţă adecvată şi relevantă;- creşterea prezenţei la nivelul regiunii a principalilor conducători ai progresului economic şi

social.

Prioritatea 3 – Dezvoltarea rurală şi eficientizarea agriculturii

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 51

Obiectiv: Creşterea gradului de participare al comunităţilor rurale şi al agriculturii la economia regiunii

Strategia prin intermediul aceste priorităţi structurează principiile de dezvoltare în concordanţă cu problemele specifice de natură economică, socială şi de mediu ale mediului rural.

Comunităţile rurale în marea majoritate a cazurilor sunt caracterizate de aspecte generate de combinaţia dintre: izolarea relativă, lipsa serviciilor specifice, condiţii de viaţă şi oportunităţi de ocupare reduse.

Pe baza nevoilor specifice ale comunităţilor rurale şi agriculturii, prioritatea urmăreşte într-o manieră pragmatică definirea şi structurarea intervenţiilor care să asigure revitalizarea economiei rurale şi a modului în care aceasta se va face.

Totodată aceasta susţine restructurarea şi diversificarea agriculturii, precum şi crearea condiţiilor necesare obţinerii unei valori adăugate ridicate pentru produsele specifice.

Parte a economiei regionale, agricultura în contextul propriilor dimensiuni sociale şi economice, joacă un rol deosebit în crearea şi menţinerea unui mediu propice dezvoltării durabile.

Prioritatea se bazează pe direcţiile principale legate de diversificarea economiei, creşterea gradului de acces la oportunităţile de angajare şi instruire, îmbunătăţirea infrastructurii de transport şi a serviciilor de consiliere în afaceri.

Încadrarea în cadrul larg al dezvoltării durabile impune luarea în considerare a următoarele obiective:

- creşterea competitivităţii agriculturii şi orientarea ei către nevoile pieţei;- asigurarea unei economii rurale integrate şi puternice;- creşterea competitivităţii mediului de afaceri local;- creşterea valorii adăugate a bunurilor şi serviciilor;- furnizarea de surse de venituri alternative prin diversificarea activitaţilor;- creşterea bunăstării populaţiei comunităţilor rurale;- creşterea gradului de implicare al comunităţilor în procesul local privind luarea deciziilor;- protejarea şi conservarea biodiversităţii, moştenerii culturale şi naturale.

Obţinerea obiectivelor menţionate se va face prin:

- furnizarea de servicii de consiliere pe probleme de agricultură; - modernizarea sistemelor de producţie;- îmbunătăţirea reţelelor de transport şi TCI;- dezvoltarea mediului de afaceri rural;- îmbunătăţirea accesului la serviciile specifice, educaţie şi instruire.

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 52

Prioritatea 4 – Dezvoltarea resurselor umane

Obiectiv: Asigurarea de resurse umane flexibile, capabile şi moderne, necesare susţinerii dezvoltării economice şi sociale durabile

Prioritatea urmăreşte să dezvolte potenţialul forţei de muncă şi să reducă disparităţile sociale şi economice existente la nivelul regiunii, prin: reducerea şomajului; creşterea gradului de ocupare; creşterea gradului de participare în procesul de educaţie şi de dezvoltare a calităţilor profesionale; promovarea accesului egal la oportunităţile economice şi sociale, cu un accent particular în ceea ce priveşte egalitatea sexelor.

Prioritatea este orientată totodată spre integrarea socială a grupurilor ameninţate de excluderea socială, dezvoltarea învăţământului de lungă durată şi creşterea gradului de adaptabilitate a angajaţilor şi angajatorilor.

Obiectivele specifice care vor susţine şi vor contribui la implentarea priorităţii sunt:

- întărirea coeziunii şi stabilităţii sociale; - îmbunătăţirea accesului populaţiei la dezvoltarea socială; - prevenirea excluderii sociale;- creşterea gradului de ocupare al forţei de muncă;- îmbunătăţirea calităţii şi adaptabilităţii forţei de muncă;

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 53

În vederea atingerii obiectivelor de dezvoltare în Regiunea Sud-Muntenia structurarea Programelor de investiţii pentru cele mai importante domenii este prezentatã în tabelul următor:

Prioritati Domenii de interventie Masuri de intreprinsDezvoltarea si modernizarea infrastructurii energetice

Promovarea utilizarii energiei neconventionaleEficientizarea sistemelor de transport si distributie a energiei electrice

Retehnologizarea si modernizarea sistemului de transport si distributie a energiei electrice Investitii in echipamente de producere a energiei electrice cu eficienta energetica ridicata (inclusiv reabilitari si re-tehnologizari)Investitii in sistemul de distributie a energiei electrice;Investitii in programe de cercetare in domeniul generarii de energie folosind surse de energie alternativeRealizarea infrastructurii de generare si distribuire a surselor de energie alternative;

Infrastructura de transport

Îmbunătăţirea accesului spre zone economice, comerciale şi alte facilităţi publice de transportFacilitarea importului şi exportului de bunuriFluidizarea traficului şi creşterea gradului de siguranţă al transportuluiCreşterea capacităţilor portuareReducerea impactului transportului asupra mediului

Reabilitarea şi modernizarea reţelelor de transport de interes regional, naţional şi internaţionalReabilitarea şi modernizarea infrastructurii de susţinere a activităţilor de transportReabilitarea şi modernizarea infrastructurii portuare şi de susţinere a activităţilor portuareActivităţi privind siguranţa transportului

Modernizarea transportului publicPromovarea modalităţilor alternative de transport

Dezvoltarea utilitatilor, serviciilor publice

Crearea, reabilitarea si modernizarea utilitatilor publiceCresterea standardului de viata al locuitorilor regiunii

Realizarea, reabilitarea si modernizarea utilitatilor publice (sisteme de apa, canal, energie electrica, energie termica, comunicatii)Activitati de imbunatatire a serviciilor publiceConstructia si dezvoltarea de noi cartiere de locuinte

Extinderea si modernizarea infrastructurii de protectia muncii

Imbunatatirea calitatii factorilor de mediuPromovarea recuperării, reciclarii si reutilizarii deşeurilorPrevenirea si diminuarea efectelor negative ale fenomenelor naturale

Modernizarea si eficientizarea managementului integrat a deseurilor la nivel judetean si regionalExtinderea si modernizarea sistemului de alimentare, tratare si distributie a apei potabileExtinderea si modernizarea sistemului de canalizare si epurare a apelor uzateActiuni de constientizare a populatiei referitor la importanta si necesitatea protectiei mediului inconjurator si conservarea biodiversitatii

Modernizarea si regenerarea siturilor industriale si a zonelor

Revigorarea rolului centrelor urbane in dezvoltarea regiuniiImbunatatirea conditiilor de mediu in orase;

Renovarea locuintelor (inclusiv reabilitarea termica a acestora)Reabilitarea si modernizarea zonelor industriale

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 54

urbane Imbunatatirea mediului construit Refacerea spatiilor publiceActivitati de finalizare si sau de renovare a cladirilor abandonate

Reconstructia ecologica a zonelor degradate si protejarea patrimoniului natural

Reabilitarea si repunerea in circuitul natural a terenurilor degradateImbunatatirea managementului ariilor naturale protejateConservarea patrimoniului natural si utilizarea lui durabila

Amenajarea si ameliorarea ecologica a terenurilor afectate de activitatile industriale si agricole poluanteRefacerea terenurilor afectate prin poluare istoricaRepunerea terenurilor in circuitul agricolRefacerea zonelor contaminateRestaurarea ecosistemelor distruse prin defrişări şi păşunat abuzivModernizarea tehnologiilor de refacere a mediuluiActivitati de exploatare rationala a resurselor naturaleExploatarea eficienta a potentialului economic a zonelor din zona Dunarii

Dezvoltarea mediului economic general

Imbunătăţirea infrastructurii mediului de afaceriCreşterea competitivităţii întreprinderilor existenteStimularea înfiinţării de noi întreprinderiDezvoltarea economică echilibrată a regiunii

Activităţi privind dezvoltarea şi modernizarea zonelor şi locaţiilor pentru IMM-uriInvestiţii în capital fizic, tehnologii noi curate şi sisteme de calitateActivităţi privind facilitarea accesului în zonele industriale şi a acestora la reţeaua de drumuri naţionleActivităţi de susţinere a serviciilor specifice mediului de afaceri

Stimularea investitiilor

Dezvoltarea bazei de afaceri a regiuniiAtragere şi reţinerea investiţiilor interne şi străine

Susţinerea investiţiilor orientate spre producerea de produse noi sau îmbunătăţite şi spre dezvoltarea serviciilorSusţinerea investiţiilor în cercetare şi dezvoltareSusţinerea de activităţi menite să accelereze dezvoltarea sectoarelor economice cu potenţial de creştere

Dezvoltarea şi îmbunătăţirea infrastructurii fizice şi sociale a comunităţilor rurale

Crearea, reabilitarea şi modernizarea utilităţilor publiceAsigurarea unui transport eficient al oamenilor, bunurilor şi materiilor primeAsigurarea nesarului de apă şi creşterea calităţii acesteiaasigurarea condiţiilor optime de educare şi formare

Modernizarea drumurilor de legătură între comunităţi şi de acces a acestora la reţeaua de drumuri naţionale, judeţene şi localeModernizarea şi extinderea reţelelor de alimentare cu apă potabilăModernizarea şi realizarea de staţii de tratare a apei potabile şi de epurare a apelor uzate

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 55

CAPITOLUL 4. ANALIZA DE PIAŢĂ A RESURSELOR ENERGETICE PE TERMEN MEDIU ŞI LUNG

4.1 Piaţa resurselor energetice din România

4.1.1 Prezentare generală

România dispune de o gamã diversificatã, dar redusã cantitativ de resurse de energie primarã: tiţei, gaze naturale, cãrbune, precum şi un potenţial semnficativ de resurse regenerabile.

Resurse energetice epuizabile

Zãcãmintele de hidrocarburi au un caracter limitat, având în vedere cã are loc un declin al producţiei interne, în condiţiile în care nu au mai fost descoperite noi zãcãminte cu potenţial important.

Zãcãmintele de tiţei şi gaze naturale sunt limitate, iar dupã anul 1990 producţia internã este în declin. Rezervele actuale de tiţei sunt estimate la 73,7 mil. tone. Producţia de tiţei a scãzut de la 14,7 mil. tone în anul 1976 (anul cu producţia de vârf) la 5,2 mil. tone în anul 2005.

În anul 2005, consumul total de gaze naturale a fost de 17 604 milioane mc, din care: 3 425 milioane mc, a reprezentat consumul consumatorilor casnici (20%).

Producţia naţionalã de gaze naturale a fost în anul 2005 de 12 458 milioane mc, iar importul a fost de 5 146 milioane mc (29% din total).

La sfârşitul anului 2005, numãrul total de consumatori de gaze naturale a fost de 2.412.640, din care 2.345.853 consumatori casnici.

Rezervele actuale de gaze naturale sunt estimate la 184,9 mld.mc.

În aceste condiţii, creşte rolul cãrbunilor indigeni şi, în particular, al lignitului în balanţa energeticã naţionalã.

Rezervele de cãrbune aflate în evidenţa nationalã sunt următoarele:- Huilã 721 mil.tone;- Cãrbune brun 65 mil.tone;- Lignit 3.400 mil.tone.

În anul 2005, producţia netã de cãrbune a fost de circa 31 mil.tone, din care circa 28 mil.tone lignit şi circa 3 mil.tone huilã.

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 56

Situaţia resurselor interne de energie primară se prezintă în tabelul de mai jos:

UM Rezerve Producţie anuală 2005Cãrbune

HuilăLignit

Mil.toneMil.tone

7213400

328

Ţiţei Mil.tone 74 5,2Gaze naturale Mld.mc 185 12,9

Resurse energetice regenerabile

România dispune de un potenţial important de resurse regenerabile: energie hidroelectricã, biomasa, energie solarã, eolianã şi geotermalã.Potenţialul energetic al biomasei este de circa 7.594 mii tep/an, din care 15,5% reprezintã reziduuri din exploatãri forestiere şi lemn de foc, 6,4% rumeguş şi alte resturi din lemn, 63,2% deşeuri agricole, 7,2% deşeuri menajere şi 7,7% biogaz.

România dispune de rezerve importante de cãrbune, de un potenţial hidroenergetic economic amenajabil relativ important şi de un potenţial tehnic amenajabil de resurse regenerabile semnificativ, ceea ce constituie premise favorabile susţinerii dezvoltãrii sectorului energetic pe termen lung.

Conform documentului de Politică Energetică a României 2006-2009, dezvoltarea economică din ultima perioadă tradusă în evoluţia PIB pe cap de locuitor în comparaţie cu valoarea medie din ţările Uniunii Europene a determinat o creştere cu numai 11,3% a consumului intern de energie primarã în anul 2005 faţã de anul 2000 (40,5 mil.tep. realizaţi în anul 2005). Consumul de energie primarã pe locuitor (1,85 tep/loc.) din România este de circa douã ori mai mic decât valorile înregistrate în ţãrile Uniunii Europene.

Structura consumului de energie primarã în anul 2005 se prezintă în figura de mai jos:

Producţia internã de energie primarã s-a menţinut constantã (circa 28 mil.tep), creşterea producţiei de cãrbune compensând scăderea producţiei de tiţei şi gaze naturale. Pe fondul

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 57

creşterii consumului de energie primarã, dependenţa de import a crescut de la 22,5% în anul 2000 la circa 34% în anul 2004.

În condiţiile creşterii prognozate în urmãtorii ani a preţului la hidrocarburi şi în condiţiile dependenţei de o sursã unicã de aprovizionare cu gaze naturale din import, producţia de energie pe bazã de cãrbune şi energia regenerabilă, reprezintã principalele opţiuni pentru viitor.

4.1.2 Piaţa de cãrbune

Industria carboniferă are un rol important în producţia de energie a României

Rezervele de cărbune pot asigura în medie 25% din cererea de resurse primare de energie.

Principalele tipuri de cărbune sunt huila energetică, lignitul şi cărbunele brun.

Zăcămintele de huilă (95% se găsesc în bazinul Valea Jiului şi 5% în Banat) sunt, în general, situate la adâncimi mari (peste 500 m) şi au o structură tectonică complexă. Din totalul rezervelor confirmate, 79% sunt rezerve exploatabile, care ar putea asigura producţia pentru o perioadă de 50 ani. Totuşi, datorită condiţiilor geominiere de exploatare şi a epuizării rezervelor de calitate superioară, gradul de asigurare a producţiei este mult mai redus, de circa 25 ani la o producţie anuală de 3,5 milioane tone.

Zăcămintele de lignit şi cărbune brun sunt în general de calitate inferioară, iar caracteristicile geominiere ale acestora influenţează nefavorabil activitatea economică a exploatărilor. Din totalul rezervelor geologice de lignit şi cărbune brun (din care aproximativ 80% sunt situate în Bazinul Carbonifer Oltenia) 58,1% sunt zăcăminte exploatabile, acestea putând asigura pe o perioadă de 50 – 70 ani o producţie de 30 – 35 milioane de tone pe an în exploatări de suprafaţă.

În sectorul carbonifer îşi desfăşoară activitatea următorii agenţi economici, : - Compania Naţională a Lignitului Oltenia -S.A. (CNLO), care exploateazǎ zăcămintele de lignit

(aflate în proporţie de peste 80% în bazinul carbonifer Oltenia)- Compania Naţională a Huilei -S.A. (CNH), care exploateazǎ zăcămintele de huilă (aflate în

proporţie de peste 95% în Valea Jiului)- Societatea Comercială "Banat" Anina - S.A. şi Societatea Naţională a Cărbunelui Ploieşti -

S.A. (SNCP), care exploateazǎ zăcămintele de cǎrbune brun aflate în subteran şi cariere.

Compania Naţională a Lignitului Oltenia Tg. Jiu (CNLO) a fost înfiinţată ca o companie comercială prin Hotărârea de Guvern nr. 576/1997 şi se află în întregime în proprietatea statului român. Obiectul principal de activitate este exploatarea şi comercializarea cărbunelui energetic pe care îl livrează către principalii consumatori industriali şi pentru uz casnic.

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 58

C.N.L. Oltenia este dimensionată în prezent pe o producţie minieră de 27 milioane tone/an, având suficientă flexibilitate pentru a realiza o producţie de 25-30 milioane tone/an. Compania are o experienţă de peste 50 de ani în experienţa lignitului. CNLO Tg. Jiu operează în trei diferite judeţe: Gorj, Vâlcea şi Mehedinţi.

Agenţia Naţională pentru Resurse Minerale (ANRM) acordă, în baza prevederilor Legii minelor nr. 85/2003, licenţe de exploatare pentru companiile naţionale pentru exploatarea zăcămintelor de cărbune.

Activitatea de extracţie se desfăşoară în 120 de mine şi cariere, iar cea de preparare în 23 de uzine, aşa cum rezultă din tabelul următor:

TOTAL Cantitate Din care:Huila Lignit

Mine 77 2800 12 23Cariere 43 900 --- 38Uzine de preparare 23 2 ---

În perioada 2001 - 2004 capacităţile de producţie aflate în exploatare au asigurat anual 30 milioane tone lignit şi 3,5 milioane tone huilă energetică, cantităţi destinate producţiei de energie în termocentrale.

Conform strategiei industriei miniere pentru perioada 2004 - 2010 aprobată prin HG 615/2004, în perioada 1999 - 2002, consumul intern de cărbune a evoluat aşa cum este prezentat în tabelul următor:

UM Anii1999 2000 2001 2002

Lignit şi cărbune brun

Milioane tone 20 26 29,8 27,4

Huila energetică Milioane tone 2,7 3,3 3,6 3,0

Principalul factor care a influenţat evoluţia consumului şi producţiei interne de cărbune în perioada ultimilor ani a fost reprezentat de oscilaţia cererii de huilă şi lignit manifestată prin reducerea necesarului de cărbune cocsificabil, piaţa internă solicitând maxim 3,5 milioane tone/an la o putere calorică de maxim 3.800 kcal/kg, precum şi prin fluctuaţia consumului termocentralelor pe lignit

Rezervele geologice care, în diverse stadii de cunoaştere pot fi exploatate în condiţiile intervenţiei statului, cu actualele tehnologii miniere, sunt:

UM Cantitate Nivelul intervenţiei statuluiLignit Milioane

tone 2800Redusă, prin acordarea de subvenţii pentru exploatarea în subteran, transferuri sociale şi parţial alocaţii de capital

Huila Milioane 900 Majoră, prin acordarea de subvenţii pentru exploatare,

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 59

tone transferuri sociale şi alocaţii de capital

Disponibilitatea rezervelor interne de lignit interne de lignit este evaluată pentru următorii 50-70 ani la un nivel de extracţie de 30-35 mil.tone/an în exploatări de suprafaţă.

Totodată, strategia industriei miniere prevede ca producţia de lignit sã fie concentratã pe zonele cele mai productive şi cu cele mai mici costuri de producţie, care sunt exploatãrile de suprafaţã, iar minele neviabile (mai ales exploatãrile subterane), sã fie închise.

Productia de lignit, avuta in vedere in cadrul strategiei, nu este subventionata in Romania si reprezinta o sursa de energie competitiva.

Starea infrastructurii şi a nivelului tehnologic din sectorul carbonifer se caracterizează, în principal, prin:

reducerea nivelului tehnologic, urmare a: - uzurii fizice avansate a echipamentului minier (complexe mecanizate pentru exploatarea

cărbunelui, combine de înaintare şi abataj, echipamente pentru perforare, echipamente de transport a minereurilor, echipamente pentru producerea de aer comprimat şi de evacuare a apelor, instalaţii de aeraj, echipamente pentru uzinele de preparare, echipamente pentru automatizare şi dispecerizare;

- lipsei echipamentelor performante pentru executarea lucrărilor de pregătire şi deschidere; - riscului crescut privind securitatea lucrătorilor din abataje;

rămâneri în urmă în executarea lucrărilor de investiţii pentru punerea în funcţiune de noi capacităţi cu implicaţii asupra capacităţii de producţie a unităţii; construcţii abandonate în incintele miniere, urmare a reducerii producţiei, a numărului de personal şi, implicit, a necesarului de spaţiu; drumuri şi accese spre incintele principale şi auxiliare degradate.

Excepţie de la aceste caracteristici face sectorul lignitului, care se evidenţiază prin: creşterea nivelului tehnologic în cariere, urmare a:

- reabilitării liniilor tehnologice de carieră şi haldă;- dispecerizarea funcţionării utilajelor din cariere şi a consumului de energie electrică;- trecerea la halda interioară în toate carierele de lignit; - extinderea tehnologiei de haldare directă;

îmbunătăţirea infrastructurii carierelor, urmare a: - creării de accese facile şi sigure spre toate utilajele şi lucrările tehnologice;- asigurării mijloacelor de comunicare sigure şi performante;- amenajării de incinte cu construcţii în stare bună, cu drumuri şi platforme bine întreţinute.

Restructurarea economiei româneşti a determinat schimbãri majore, în special prin promovarea principiilor pieţei libere şi a privatizãrii economiei. Orientãrile strategice subliniazã descreşterea

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 60

consumului general de resurse, în acelaşi timp cu dezvoltarea performanţelor financiare şi concesiunea activitãţii de explorare şi exploatare într-un numãr important de perimetre.

În acest sens, obiectivele avute în vedere în cadrul Strategiei industriei miniere pentru acest sector sunt:

1) Abordarea activităţii în industria minieră pe baze comerciale, care vizează: - valorificarea produselor miniere în condiţiile pieţei libere, la concurenţă cu orice alţi furnizori

interni sau externi;- reconsiderarea perimetrelor de exploatare, în vederea concentrării extracţiei pe zonele cele

mai productive;- realizarea producţiei miniere la costuri competitive;- modernizarea, reabilitarea şi retehnologizarea minelor viabile şi cu condiţii de viabilizare,

astfel încât să faciliteze transferul licenţelor de exploatare către operatori privaţi.

2) Reducerea implicării directe a Guvernului prin atragerea treptată de investiţii din sectorul privat, având în vedere: - restructurarea capacităţilor de producţie şi îmbunătăţirea performanţelor tehnologice, oprirea

activităţii şi închiderea minelor neviabile;- diminuarea treptată a subvenţiilor până la eliminarea acestora în anul 2007 în sectorul

minereuri şi lignit;- acordarea de subvenţii sectorului de huilă, în condiţiile stabilite prin Directiva

1407/23.07.2002/C.E.;- eliminarea subvenţiilor pentru protecţia socială a personalului angajat în industria minieră

până în anul 2007;- privatizarea minelor viabile sau cu condiţii de viabilizare pentru asigurarea surselor de

finanţare necesare dezvoltării şi modernizării acestora;- dezvoltarea parteneriatului stat-privat;- promovarea unui management orientat către piaţă şi eficienţă economică.

3) Desfăşurarea activităţilor miniere în condiţii de protecţie a mediului, care urmăreşte: - inventarierea distrugerilor de mediu produse de activitatea minieră în perioada anterioară

acordării licenţei de exploatare, în vederea asumării de către Guvern a responsabilităţilor ce decurg din aceasta, până la momentul acordării concesiunii;

- evaluarea impactului potenţial produs asupra mediului de către activitatea din sectorul minier, în vederea stabilirii obligaţiilor ce revin operatorilor minieri cu capital de stat şi titularilor de licenţă privaţi;

- elaborarea manualului de protecţie a mediului în industria minieră, în vederea asigurării cadrului care să dea certitudinea promovării unui management de mediu la standarde europene;

- elaborarea şi promovarea manualului de închidere a minelor pentru sectorul privat, în vederea asigurării cadrului care să garanteze responsabilitatea titularilor de licenţă privaţi faţă de mediu şi sociale ce le revin în procesul de închidere a minelor.

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 61

- perfecţionarea şi completarea cadrului instituţional şi de reglementări, care să asigure monitorizarea îndeplinirii responsabilităţilor ce revin titularilor de licenţă în domeniul mediului şi faţă de societate.

4) Atenuarea problemelor sociale determinate de închiderea minelor neeconomice şi revitalizarea economiei din regiunile miniere afectate, având în vedere: - promovarea dialogului individual şi colectiv pentru informarea angajaţilor cu privire la situaţia

şi perspectiva unităţii în care lucrează;- consultarea personalului afectat asupra celor mai potrivite forme de protecţie socială ce

urmează a fi adoptate;- promovarea unor forme de instruire pentru personalul angajat în vederea măririi şanselor

acestuia pe piaţa muncii;- derularea de programe pentru lucrări comunitare, având ca scop ocuparea temporară a

persoanelor disponibilizate;- protecţia socială a persoanelor disponibilizate cu şanse minime în găsirea unui loc de muncă;- reutilizarea spaţiilor şi activelor devenite disponibile prin includerea minelor.

Există o intercondiţionalitate fundamentală între strategia naţională pentru dezvoltarea sectorului minier, strategia energetică şi strategia de dezvoltare regională a zonelor miniere afectate de restructurare, deoarece energia electrică produsă în termocentralele care folosesc cărbune va reprezenta în perspectiva anilor 2010-2020 circa 33-35% din totalul energiei electrice produse în România, acesta fapt fiind determinat în principal de necesitatea menţinerii unei surse de purtători primari de energie la îndemâna Guvernului, de politica de modernizare a centralelor consumatoare de cărbune promovată de Ministerul Economiei şi Comerţului; totodată Foaia de Parcurs în Domeniul Energetic aprobată prin HG 890/2003 estimează ca la nivelul anului 2015 resursele energetice interne vor fi limitate la 24÷25 mil. tcc/an, cererea de resurse energetice din import crescând la 49-50%.

Toate previziunile economice cu privire la combustibil realizate recent pentru Europa sugerează că în sectorul energetic, combustibilul de bază rămâne cărbunele.

În cadrul UE deja au fost dezvoltate şi comercializate o serie de tehnologii cu arderea curată a cărbunelui cum ar fi: tehnologii cu arderea pulverizată a cărbunelui cu parametrii supracritici şi ultrasupracritici, dotate cu echipamente de depoluare (instalaţii de desulfurare a gazelor arse, arzătoare cu NOx redus precum şi electrofiltre performante), precum şi tehnologii de ardere a cărbunelui în strat fluidizat circulant sau sub presiune, sau ciclul combinat cu gazeificarea integrată a cărbunelui.

În comparaţie cu alţi combustibili fosili, cărbunele prezintă următoarele avantaje:- este răspândit pe o arie geografică mult mai largă decât petrolul sau gazul natural;- preţul este relativ stabil; - transportul de la sursă la consumator nu ridică probleme majore;

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 62

- există tehnologii mature din punct de vedere comercial care permit utilizarea curată a cărbunelui, având impact redus asupra mediului.

4.1.3. Piaţa gazelor naturale România are cea mai mare piaţă de gaze naturale din Europa Centrala şi a fost prima ţară care a utilizat gazele naturale în scopuri industriale. Piaţa gazelor naturale a atins dimensiuni record la începutul anilor ’80 ca urmare a aplicării unor politici guvernamentale orientate catre eliminarea dependenţei de importuri. Aplicarea acestor politici a dus la o exploatare intensivã a resurselor interne, având ca rezultat declinul producţiei interne.

Sectorul de gaze naturale din România este unul complex, în cadrul său activând:- Producãtori: S.N.G.N. Romgaz S.A., S.N.P. Petrom S.A., Amromco Energy, L.LC. New York - Operatori ai sistemelor de înmagazinare: S.N.G.N. Romgaz S.A., S.C. Depomures S.A. - Transportator: S.N.T.G.N. Transgaz S.A. - Distribuitori: S.C. Distrigaz Sud S.A., S.C. Distrigaz Nord S.A., S.N.P. Petrom S.A., S.C. Congaz S.A. etc. - Furnizori: S.C. Distrigaz Sud S.A., S.C. Distrigaz Nord S.A., S.N.T.G.N. Transgaz S.A., S.N.P. Petrom S.A., S.N.G.N. Romgaz S.A., S.C. Congaz S.A., Amromco Energy, L.LC. New York, S.C. Depomures S.A. etc. - Consumatori eligibili: - Operator al sistemului de tranzit: S.N.T.G.N. Transgaz S.A. - Importatori: S.C. Distrigaz Sud S.A., S.C. Distrigaz Nord S.A., Termoelectrica, Wirom, etc.

Încã de la începutul anilor ’90, autoritaţile române au initţat procesul de reformã al economiei, orientat pe trei direcţii principale: liberalizarea comerţului exterior şi a preţurilor, privatizarea întreprinderilor de stat şi dezvoltarea sectorului financiar-bancar.

Politica Guvernului viza diminuarea implicãrii statului în procesul decizional. În conformitate cu Ordonanţa Guvernului nr. 30/1997, regiile autonome de interes naţional din sectorul public au fost transformate în societãţi comerciale, urmând a fi privatizate ulterior.

În conformitate cu Hotãrârea Guvernului nr. 334/2000, S.N.G.N. ROMGAZ. S.A. a fost divizatã în 5 societãţi comerciale independente, cu capital de stat: S.C. DISTRIGAZ SUD S.A. Bucureşti – având ca obiect de activitate furnizarea şi distribuţia de gaze naturale, S.C. DISTRIGAZ NORD S.A. Târgu-Mureş - având ca obiect de activitate furnizarea şi distribuţia de gaze naturale, S.C. EXPROGAZ S.A. Mediaş – având ca obiect de activitate producţia şi înmagazinarea subteranã a gazelor naturale, S.C. DEPOGAZ S.A. Ploieşti - având ca obiect de activitate înmagazinarea subteranã a gazelor naturale

http://www.distrigaznord.ro/

http://www.distrigazsud.ro/

http://www.transgaz.ro/

http://www.exprogaz.ro/

http://www.petrom.ro/












Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 63

S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A. Mediaş - având ca obiect de activitate transportul şi tranzitul gazelor naturale pe teritoriul României.

In anul 2001, in urma analizarii activitatii societatilor EXPROGAZ S.A. si DEPOGAZ S.A., prin Hotararea Guvernului nr. 575/2001 s-a decis fuzionarea celor doua societati intr-una singura - S.N.G.N. ROMGAZ. S.A., avand ca obiect de activitate explorarea, productia si inmagazinarea subterana a gazelor naturale.

Prin H.G. 1283/2003, Guvernul a aprobat strategia de privatizare a celor doua societati de distributie a gazelor naturale cu capital de stat (SC Distrigaz Sud SA Bucuresti si SC Distrigaz Nord SA Tg-Mures).

Romania se afla in plin proces de reorganizare si restructurare a sectorului energetic, adoptand principiile economiei de piata. Cadrul legislativ a fost imbunatatit si au fost infiintate autoritati de reglementare in vederea cresterii competitivitatii si atragerii investitorilor straini.Prin Ordonanta Guvernului nr. 41/2000 aprobatã prin Legea nr. 791/2001, cu modificarile si completarile ulterioare, a fost infiintata, in luna februarie 2000, Autoritatea Nationala de Reglementare in Domeniul Gazelor Naturale (ANRGN), institutie publica, aflata in coordonarea Primului Ministru si in subordinea Guvernului.

In acest sens, actualul Operator de Piata:- stabileste lunar cotele procentuale cantitative ale amestecului de gaze naturale din productia

interna si necesarul de import pentru toti furnizorii/distribuitorii de gaze licentiati in conditiile H.G. 784/2000, republicata, precum si pentru consumatorii eligibili;

- monitorizeaza zilnic achizitiile/consumurile de gaze intern/import;- intocmeste lunar raportul privind achizitiile de gaze naturale din productia interna si din

import realizate de catre fiecare operator de pe piata de gaze din Romania si de catre fiecare consumator eligibil.

Piaţa gazelor naturale din România este reglementatǎ de Autoritatea Naţională de Reglementare în domeniul gazelor naturale (ANRGN)ANRGN este instituţia publică de interes naţional, aflată in coordonarea directă a Primului-ministru, infiinţată, in luna februarie 2000, prin OG 41/2000 aprobatã prin Legea 791/2001, cu modificarile si completarile ulterioare.

ANRGN îşi desfăşoară activitatea în baza regulamentului propriu de organizare şi funcţionare, aprobat prin Decizia internă nr. 134/24.08.2004.

ANRGN contribuie la dezvoltarea şi eficientizarea sectorului gazelor naturale, atât prin emiterea legislaţiei secundare în sector, cât şi prin elaborarea unor proiecte de acte normative supuse spre aprobare şi adoptare Guvernului României.

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 64

Activitatea ANRGN vizează cu prioritate acţiunile intreprinse pentru aderarea Romaniei la Uniunea Europeana, autoritatea fiind implicată în respectarea prevederilor Documentului Complementar de Poziţie privind Capitolul 14 – Energie şi realizarea la termenele convenite, a obiectivelor aflate in atribuţiile sale. Principalele competenţe şi atribuţii ale ANRGN sunt:

- elaborează şi propune spre aprobare Guvernului Regulamentul privind acordarea autorizaţiilor şi licenţelor în sectorul gazelor naturale;

- stabileşte condiţiile de valabilitate pentru autorizaţiile şi licenţele acordate;- elaborează şi aprobă regulamentele pentru autorizarea şi verificarea personalului şi a

agenţilor economici care desfăşoară activităţi de proiectare, execuţie şi exploatare în domeniul gazelor naturale şi stabileşte condiţiile de valabilitate pentru autorizaţiile acordate;

- elaborează şi aprobă reglementări şi norme tehnice la nivel naţional care stabilesc criteriile de siguranţă tehnică, cerinţele tehnice minime de proiectare, execuţie şi exploatare, necesare funcţionării în condiţii de eficienţă şi siguranţă a obiectivelor din domeniul gazelor naturale;

- elaborează şi propune spre aprobare Guvernului regulamentele privind accesul terţilor la conductele din amonte, conductele de tranzit, la depozitele de înmagazinare, la sistemele de transport şi de distribuţie a gazelor naturale;

- elaborează, aprobă şi aplică reglementări pentru organizarea şi funcţionarea pieţei de gaze naturale, privind asigurarea continuităţii şi siguranţei alimentării cu gaze naturale a consumatorilor;

- asigură liberalizarea totală a pieţei interne de gaze naturale;- elaborează, aprobă şi aplică criterii şi metode pentru aprobarea preţurilor şi pentru stabilirea

tarifelor reglementate în sectorul gazelor naturale;- elaborează şi aprobă contractele-cadru pentru furnizarea gazelor naturale, contractele-cadru

pentru prestarea serviciilor de înmagazinare, de transport şi de distribuţie, precum şi contractele-cadru pentru activităţile conexe, desfăşurate în baza unor tarife reglementate;

Prin realizarea atribuţiilor sale, ANRGN are o contribuţie deosebită la crearea cadrului legislativ necesar functionarii sectorului si pietei gazelor naturale, in conditii de eficienţă, siguranţă, concurenţă si transparenţa urmărindu-se asigurarea tratamentului nediscriminatoriu pentru participantii la piaţă, precum şi protecţia consumatorilor şi a mediului inconjurător.

În baza prevederilor legale în vigoare, ANRGN a acordat, în cursul anului 2005, următoarele autorizaţii şi licenţe agenţilor economici care operează pe piaţa gazelor naturale din România:

- 26 autorizaţii de înfiinţare a distribuţiei de gaze naturale;- 8 autorizaţii de modificare a obiectivelor/sistemelor de distribuţie a gazelor naturale;- 32 autorizaţii de funcţionare a distribuţiei de gaze naturale;- 13 licenţe de distribuţie a gazelor naturale;- 29 licenţe de furnizare a gazelor naturale;- 44 modificări ale autorizaţiilor de funcţionare a distribuţiei de gaze naturale;- 1 modificare a autorizaţiei de funcţionare a obiectivelor/sistemelor de inmagazinare /stocare;- 17 modificări de licenţe de distribuţie a gazelor naturale;

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 65

- 19 modificări de licenţe de furnizare a gazelor naturale;- 1 modificare de licenţă de înmagazinare/stocare a gazelor naturale

Astfel, la finele anului 2005, în baza licenţelor şi autorizaţiilor acordate de ANRGN, se aflau pe piaţă: 4 producători; 1 operator pentru transport, dispecerizare şi tranzit, 3 operatori pentru înmagazinare, 52 furnizori, 28 distribuitori.

Structura actuală a pieţii interne de gaze naturale se prezintă şi în graficul de mai jos:

O realizare importanta pentru sectorul gazelor naturale, ce a vizat armonizarea legislatiei interne cu prevederile Directivei Europene a Gazelor nr. 2003/55/CE, sub conditia respectarii principiului subsidiaritatii, o reprezinta intrarea in vigoare a Legii Gazelor nr. 351/2004. In vederea accelerarii transpunerii reglementarilor europene in legislatia interna si redefinirii atributiilor autoritatilor publice, in scopul adaptarii la noile forme de colaborare cu structurile UE, la scurt timp, s-a impus modificarea si completarea, in regim de urgenta, a acestei legi, prin OUG 116/2005, aprobata prin Legea 288/2005

Din punctul de vedere al consumului, în anul 2005, din totalul de 17,6 miliarde m 3, productia interna de gaze naturale a reprezentat aproximativ 12,4 miliarde m3, iar diferenta a fost importata din Federatia Rusa. Toata cantitatea de gaze naturale, din productia interna si din import, a fost

PIAŢA EN-DETAILPIAŢA EN-DETAIL

CONSUMATORI ELIGIBILI

(102)

SOCIETĂŢI DE DISTRIBUŢIE(28)

PRODUCĂTORI(4)

FURNIZORIEXTERNI

(3)

CONSUMATORICAPTIVI

PIAŢA EN-GROSPIAŢA EN-GROS

FURNIZORIEN-GROS

(52)

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 66

destinata pietei interne. La sfarsitul anului 2005, numarul total de consumatori era de 2,41 milioane consumatori.

Structura gazelor naturale din producţia internă precum şi structura importului de gaze naturale în anul 2005 se prezintă în figurile de mai jos:

In luna mai 2006, prin Ordinul comun 102136/530/97 emis de MEC/ANRGN/ANRM, vizand valorificarea cantitatilor de gaze naturale pe piata interna si masuri pentru intarirea disciplinei in sectorul gazelor naturale, au fost revizuite si abrogate mai multe acte legislative emise anterior.

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 67

Astfel:- pana la liberalizarea completa a pietei interne a gazelor naturale şi realizarea convergentei

pretului productiei interne cu pretul gazelor naturale din import, pentru asigurarea accesului nediscriminatoriu al tuturor consumatorilor la sursele de gaze naturale din productia interna, furnizarea gazelor naturale la consumator se realizeaza in amestec, constituit din cantitati de gaze naturale din productie interna curenta/inmagazinare, de gaze noi şi de gaze din import curent/inmagazinare;

- structura amestecului de gaze naturale se determina lunar de Operatorul de Piata organizat in cadrul Dispeceratului National de Gaze Naturale din structura Societatii Nationale de Transport Gaze Naturale TRANSGAZ SA Mediaş, in conditiile acoperirii integrale si echilibrate a cererii pietei interne. Operatorul de Piata are obligatia de a urmari respectarea structurii amestecului de gaze naturale avizat conform prevederilor ordinului comun menţionat, de catre toti operatorii licentiati şi consumatorii eligibili din sectorul gazelor naturale;

- ponderea cantitatilor de gaze naturale din productie interna curenta, de gaze noi şi de gaze din import in amestecul de gaze naturale va fi aceeaşi pentru toti consumatorii;

- pentru consumatorul captiv, obligatia respectarii structurii amestecului de gaze naturale revine furnizorului care desfaşoara activitatea de furnizare reglementata;

- pentru consumatorul eligibil, obligatia respectarii structurii amestecului de gaze naturale revine furnizorului daca acesta asigura intregul necesar de consum al consumatorului, respectiv consumatorului eligibil in cazul in care acesta işi asigura necesarul de consum din achizitii de la mai multi furnizori.

Conform ANRGN cererea, producţia şi importul de gaze naturale pe perioada 2006-2015 se previzionează a fi astfel:

Gradul de deschidere a pieţii gazelor naturale din Romania

Etapele deschiderii pieţei de gaze naturale în perioada 2005-2007 sunt prevăzute în Hotărârea

0

5

1 0

1 5

2 0

2 5

2 0 0 6 2 0 0 7 2 0 0 8 2 0 0 9 2 0 1 0 2 0 1 1 2 0 1 2 2 0 1 3 2 0 1 4 2 0 1 50 .0 %

1 .0 %

2 .0 %

3 .0 %

4 .0 %

5 .0 %

6 .0 %

7 .0 %

P ro d uc tie in te rna Im p o rt G D P c re s te re a a nua la C re s te re a a nua la a c e re ri i

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 68

de Guvern nr. 890/2003 privind aprobarea Foii de Parcurs din domeniul energetic din România.

Incepand cu 1 August 2001 a fost stabilit gradul initial de deschidere a pietei interne de gaze naturale, reprezentand 10% din consumul total aferent anului 2000. Ca urmare a acestei deschideri si potrivit regulamentului de acreditare a consumatorilor eligibili, a fost aprobata Lista Centralizata a consumatorilor eligibili.

Pentru anul 2002, gradul de deschidere a pietei interne de gaze naturale a fost stabilit la 25%. Au fost acreditati 41 de agenti economici pentru un consum de 3,375 miliarde m3, corespunzator unui grad efectiv de deschidere a pietei de 21,29%.Pentru anul 2003, gradul de deschidere a pietei interne de gaze naturale a fost stabilit la 30%. Au fost acreditati 54 de agenti economici pentru un consum de 4,8 miliarde m3, corespunzator unui grad efectiv de deschidere a pietei de 30%.Pentru anul 2004, gradul de deschidere a pietei interne de gaze naturale a fost stabilit la 40%.Pentru anul 2005, gradul de deschidere a pietei de gaze naturale a fost stabilit la 50%, in limita unei cantitati de gaze naturale de 9,150 miliarde m3. Celor 75 de consumatori eligibili existenti in 2004, re-acreditati in conformitate cu modificarile aduse regulamentului pentru acreditare, li s-au adaugat alti 27 consumatori eligibili noi. Prin sesiunea de acreditare desfasurata in cursul lunii iunie 2005, numarul total al consumatorilor eligibili a ajuns la un total de 130, cu o limita a pragului de eligibilitate stabilita pe baza unui istoric de consum minim necesar redus de la 3 milioane m3/an la 1,24 milioane m3/an.

Pentru anul 2006, prin HG 1397/2005, gradul de deschidere a pietei interne a gazelor naturale a fost stabilit la un nivel de 65% din consumul intern total. La 1 ianuarie 2006, existau 329 de consumatori eligibili, acreditati de ANRGN. Prin modificarea procedurii de acreditare, orice consumator non-casnic de gaze naturale are dreptul de a fi eligibil daca în perioada 1 ianuarie 2005 - 31 decembrie 2005 a înregistrat un consum de cel putin 124 000 m 3 gaze naturale pentru un loc de consum sau, dupa caz, potrivit acordului de acces la Sistemul national de transport al gazelor naturale, la sistemele de distributie a gazelor naturale sau la conductele de alimentare din amonte, are la locul de consum un debit maxim instalat de cel putin 25 m3/h, în conditii standard.

Potrivit unui comunicat al ANRGN, începând cu data de 1 iulie 2006, gradul de deschidere a pietei interne de gaze naturale se majoreaza la 75%.

La 1 ianuarie 2007 toti consumatorii non-casnici vor fi declarati eligibili, iar la 1 iulie 2007 piata de gaze din România va fi complet liberalizată.

Pentru etapa care începe la 1 iulie 2006, poate deveni consumator eligibil orice consumator non-casnic cu un consum anual mai mare sau egal cu 12.400 mc pentru un loc de consum. Orice consumator eligibil poate negocia liber contractul de furnizare si pretul la care se realizeaza aceasta.

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 69

Procesul de liberalizare a pietei gazelor naturale din Romania va continua, pana la asigurarea deschiderii integrale a acesteia in anul 2007, anul aderarii Romaniei la Uniunea Europeana.

Totodata, vor fi luate masuri pentru perfectionarea legislatiei secundare, a functionarii pietei, a regulilor privind schimburile transfrontaliere de gaze naturale si pentru cresterea sigurantei in aprovizionare si exploatare

Formarea si consolidarea pietei libere constituie cheia unor avantaje considerabile, dintre care cele mai importante sunt: dezvoltarea competitiei, cresterea sigurantei in aprovizionarea cu gaze naturale, facilitarea tranzactiilor. In contextul evolutiilor recente, pentru integrarea pietei interne a gazelor naturale in piata europeana comuna, au fost aplicate masuri de liberalizare a acesteia si de crestere graduala a preturilor reglementate.

Preţuri şi tarife

In anul 2001, ANRGN a inceput reforma sistemului de preturi si tarife in sectorul gazelor naturale, in contextul liberalizarii pietei interne, eliminarii subventiilor incrucisate dintre diversele categorii de consumatori si al implementarii unui nou sistem, care sa reflecte costurile efective ale furnizarii gazelor naturale si care sa stimuleze investitiile din sector.

Prima etapa in reformarea sistemului de preţuri şi tarife în sectorul gazelor naturale a constat in implementarea instrumentelor ANRGN pentru inceperea activităţii de reglementare a preţurilor aplicabile consumatorilor captivi de gaze naturale:

1. elaborarea ghidului de implementare a cadrului general prevazut de lege pentru stabilirea preturilor si a tarifelor in sectorul gazelor naturale;

2. implementarea metodei “valoarea serviciului” ca principiu de fundamentare si calcul a tarifelor pentru serviciile de sistem – transport, inmagazinare, distributie.

Concomitent, s-a renunţat la sistemul de tarifare diferenţiată a serviciilor de transport, inmagazinare si distributie, in functie de “originea” gazelor naturale (intern – import), fiind implementat un sistem de tarife unice la nivel national. Acesta a permis ca ulterior preţul gazelor naturale sa fie stabilit la un nivel unic pentru toti consumatorii.

A doua etapa a constat in diferentierea preturilor si a tarifelor in functie de solutiile tehnice de alimentare a consumatorilor, direct din sistemul national de transport sau din sisteme clasice de distributie. Pentru stabilirea preturilor si a tarifelor reglementate s-a utilizat o metodologie de tipul „cost-plus”. De asemenea, s-a renuntat la includerea unei sume fixe de tip “timbru postal” in structura pretului reglementat, pentru acoperirea costurilor de inmagazinare, fiind stabilite tarife diferentiate pentru fiecare dintre depozitele subterane, ceea ce a permis accesul terţilor la depozitele de inmagazinare si la achizitionarea de gaze naturale din depozitele subterane.

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 70

A treia etapa de implementare a sistemului de preturi si tarife, ANRGN a vizat diferentierea tarifelor de distributie pentru alimentarea consumatorilor captivi alimentati din sistemele de distributie. Diferentierea s-a realizat pe categorii de consumatori, definiti in functie de consumul anual, debitul maxim instalat si caracteristica de consum a fiecarei categorii. De asemenea, tarifele sunt diferentiate in functie de zona de distributie acoperita si de operatorul sistemului de distributie. In continuare, pentru aceasta etapa, tariful pentru serviciile de transport va ramane unic la nivelul intregii tarii, de tip “timbru postal”.

A patra etapa de implementare a sistemului de preturi si tarife vizeaza diferentierea tarifului de transport in functie de distanta, capacitatile rezervate si volumele de gaze naturale transportate, de tip «intrare – iesire».

Incepand cu septembrie 2003, au fost stabilite, pentru prima data, preturi finale diferentiate intre consumatorii rezidentiali si non-rezidentiali conectati in sistemele de distributie a gazelor naturale, fiind eliminata cea mai mare parte a subventiilor incrucisate intre aceste categorii de consumatori.

Aceste masuri au fost insotite de instituirea unui program de acordare a unor ajutoare banesti populatiei cu venituri reduse care utilizeaza pentru incalzirea locuintei gaze naturale (OUG 91/2005, modificata ulterior prin OUG 184/2005). La sfarsitul anului 2005, guvernul a adoptat hotararea privind corectarea nivelului ajutorului pentru incalzirea locuintei cu gaze naturale (HG 1666/2005).

Cresterile succesive de preturi la consumatorii finali au fost justificate prin:1. cresterea pretului de achizitie pentru gazele naturale din import si a ponderii acestora in

consumul total;2. necesitatea alinierii treptate a pretului de valorificare a gazelor naturale din productia interna la

nivelul celui de import, in contextul liberalizarii pietei interne a gazelor naturale si a integrarii in Comunitatea Energetica si piata unica europeana.

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 71

Evolutia preţului mediu de import al gazelor naturale în 2005 se prezintă în graficul de mai jos :

Evoluţia preţurilor de furnizare a gazelor naturale în perioada 2000 – ianuarie 2005 se prezintă în graficul următor:

62 62 62 62 62

46

83 83 83 83 83 83 8390

99

120125

130138

62 62 62 62 62

7883 80 80 79 79 80 80

8695

107116

120 124 125

148154

171162

139

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180USD/1000 mc

Pret final populaţie Preţ mediu final

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 72

4.1.4 Piaţa de produse petroliere

România are o tradiţie de peste un secol şi jumătate în extracţia ţiţeiului şi valorificarea produselor rezultate din procesarea acestora. România se numără printre primele ţări care a demarat producţia de ţiţei. În timp s-au înfiinţat companii petroliere în domeniu, s-au dezvoltat tehnologii de extracţie şi procesare, cadrul legislativ a cunoscut o continuă evoluţie, întreaga infrastructură petrolieră cunoscând o dezvoltare conform cerinţelor economice, tehnologice şi sociale din diversele etape de dezvoltare a industriei petroliere.

Astăzi România dispune de o industrie petrolieră integrată total. Aceasta înseamnă că ţiţeiul extras pe teritoriul României este procesat la rafinăriile din România, iar produsele rezultate sunt distribuite prin intermediul infrastructurii create (depozite de produse petroliere şi staţii de distribuţie carburanţi) sau exportate în diverse ţări.

Industria de prelucrare a titeiului constituie un sector important al economiei nationale si un suport al dezvoltarii pentru numeroase sectoare ale industriei si economiei romanesti si de aceea necesitatea modernizarii si restructurarii industriei petroliere constituie un factor principal in procesul dezvoltarii economice durabile a tarii.

Sectorul de extracţie

Sectorul de extractie a cunoscut o evoluţie continuă din punct de vedere al tehnologiilor de extracţie folosite şi al cantităţii de ţiţei extrase. Astăzi, ţiţeiul extras se ridică la valoarea de 6 mil. tone anual.

Tiţeiurile extrase în România se clasifică în 14 tipuri de ţiţei. Singura companie care se ocupă de extracţia ţiţeiului este Societatea Naţională a Petrolului SNP Petrom SA.

Peste 5 milioane tone de ţiţei se importă anual de către rafinăriile din România. În condiţiile creşterii consumului de carburanţi şi tendinţei de scădere a cantităţii de ţiţei extrasă de către companiile autohtone, ponderea cantităţii de ţiţei importat va spori, ceea ce ar conduce la schimbări structurale în cadrul întregii industrii petroliere.

Pentru anul 2005 nivelul productiei totale de titei si gaze a fost de 77,95 milioane bep sau 213.559 bep/zi, respectiv s-au produs 5,21 milioane tone de titei si gazolina si 6,19 miliarde mc de gaze naturale.

Sectorul de rafinare

In România sunt 10 rafinarii cu o capacitate totala instalata de 34 milioane tone/an din care 5 rafinarii de mare capacitate prelucreaza 30 milioane tone/an, iar alte 5 mai mici au o capacitate instalata de 4 milioane tone/an. In prezent capacitatea operationala a celor 5 rafinarii mari este de 19,8 milioane tone/an.

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 73

Cele 5 rafinarii mici cu capital integral sau majoritar privat sunt : SC ASTRA Ploiesti, SC Rompetrol VEGA Ploiesti, SC Steaua Romana Campina, SC Rafinaria Darmanesti SA, SC PETROLSUB Suplacu de Barcau precum si companii de transport si stocare titei si produse petroliere SC Oil Terminal - S.A. Constanta, SC Conpet - S.A. Ploiesti si SC Petrotrans SA Ploiesti.

Sectorul de distributie

Sectorul de distributie numără peste 170 de depozite şi peste 1600 de benzinării repartizate pe întreg teritoriul României. Cea mai importantă companie în sectorul respectiv este compania SNP Petrom, deţinătoare a peste 150 de depozite de produse petroliere şi peste 600 de benzinării.

Sectoarele de mai sus îşi desfăşoară activitatea cu sprijinul unor sectoare susţinătoare cum ar fi:- sectoare de transport a ţiţeiului şi carburanţilor prin conducte, - vagoane de cale ferată şi cisterne auto, - companii de control cantitativ şi calitativ la punctele de primire-recepţie a produselor petroliere

(Romcontrol, Inspectorate), - terminalele de produse petroliere (Oil Terminal Constanta, Oil Terminal Galaţi, Oil Terminal

Giurgiu, terminalele de produse petroliere de la punctele de trecere vamală Halmeu şi Dorneşti),

Fluxul materiilor prime şi a produselor petroliere rezultate din procesarea ţiţeiului sunt prezentate în diagrama de mai jos. Gradul de expunere a companilor în cadrul fiecăruia din sectoarele de extracţie, procesare şi distribuţie arată nivelul integrării pe verticală a companiilor respective.

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 74

Actori pe piata PRODUSELOR petroliere din Romania

In prezent, in cadrul sectorului petrolier din Romania opereaza 10 rafinarii. Cu exceptia rafinariilor Petrobrazi si Arpechim (care apartin SNP Petrom), toate rafinariile sunt privatizate. Ultima privatizare a avut loc la mijlocul anului 2001 – rafinaria Rafo.

Capacitatea instalata a cestor rafinarii este de 29 mil.tone/an (reprezentand 85% din capacitatea totala de rafinare din Romania), incluzand instalatii care prelucreaza titei cu continut ridicat de sulf. Cei mai mari procesatori de titei din Romania sunt:- SNP Petrom (rafinariile Petrobrazi si Arpechim)- Rompetrol (rafinariile Petromidia si Vega)- LUKOIL (rafinaria Petrotel-LUKoil)- Imperial Oil (rafinariile Rafo si Darmanesti).

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 75

SNP PETROM

SNP PETROM S.A. are ca obiect de activitate explorarea si exploatarea zacamintelor de petrol si gaze naturale de pe uscat si din platoul continental al Marii Negre, rafinarea si prelucrarea titeiului, transportul si comercializarea produselor petroliere, comercializarea gazelor, importul si exportul de titei, produse petroliere, utilaje, echipamente si tehnologii specifice. Pe plan extern Petrom deruleaza activitati de explorare, explatare si comercializare in Moldova, Ungaria, Kazahstan, India, Iran, Serbia si Muntenegru.

Petrom este cea mai mare companie petroliera romaneasca, avand o productie integrata, de la extractie titei si gaze naturale, pana la rafinare si distributie de carburanti. In incercarea de a diversifica activitatile de explorare si de a imbunatati rata de inlocuire a rezervelor, Petrom aachizitionat licente de explorare si productie aditionale pentru perimetre situate in afara Romaniei.

Cele doua rafinarii pe care le detine au o capacitate de rafinare anuala nominala de aproximativ 14 mil.tone/an.

Ţiţeiul produs de Petrom este livrat atat rafinariilor proprii cat si celorlalte rafinarii din Romania. Ponderea titeiului produs de Petrom si prelucrat in rafinariile proprii a crescut de la aproximativ 50% in 1999 la peste 75% in anii 2003-2004. Titeiul importat de Petrom este prelucrat la Arpechim.

Rafinaria Petrobrazi

Petrobrazi este amplasata in partea de sud-vest a orasului Ploiesti. Primele capacitati de prelucrare a titeiului au fost puse in functiune in anul 1934 iar incepand cu luna septembrie 1997, Petrobrazi a fost integrata in SNP Petrom S.A.

02000

400060008000

1999 2000 2001 2002 2003 2004ani

Volumul de titei procesat de catre SNP Petrom

mii tone

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 76

Petrobrazi are ca principala activitate procesarea titeiului romanesc, precum si a unor produse petroliere semiprelucrate (pacura, gazolina). Are o capacitate nominala de rafinare de 7 mil.tone/an.

Petrobrazi este conectata la conducta catre Constanta si Marea Neagra pentru importul titeiului (capacitate de 10000 tote/zi) si de asemenea la toate zacamintele majore din tara si la alte rafinarii, printr-o retea extinsa de conducte.

Cantitatile procesate in perioada 2000 – 2004 la rafinaria Petrobrazi sunt urmatoarele:

- mii tone Specificatie 2000 2001 2002 2003 2004

TOTAL procesat, din care:

2735 3070 2972 3530 3423

- intern 2735 3061 2972 3530 3072 - import 0 9 0 0 351

Rafinaria Arpechim

Arpechim este o rafinarie integrata ce proceseaza atat titei romanesc, cat si titei din import. Are o capacitate de rafinare de 6,5 mil.tone/an.

Arpechim este conectata la conductele interne de transport (zacamintele de titei din Oltenia) si la conducta care face legatura cu Constanta si Marea Neagra pentru importul titeiului.

In urma activitatii de procesare, se obtin urmatoarele produse: benzine, motorine, combustibil lichid usor, LPG, uleiuri, etc.Cantitatile de titei procesate in perioada 2000 – 2004 la rafinaria Arpechim sunt urmatoarele:

- mii tone Specificatie 2000 2001 2002 2003 2004

TOTAL procesat, din care:

2305 2454,9 2736,6 2976 3103,3

- intern 960 1152,6 1246,4 1257 838 - import 1345 1302,3 1477,2 1719 2265,3

Principalii furnizori de titei din import ai Petrom sunt Glencore, Vitol, Kronos, Trafigura. Pretul titeiului importat este pretul international ajustat la parametrii specifici de calitate la care se adauga costurile de transport.

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 77

ROMPETROL

Grupul Rompetrol NV. este o companie petroliera multinationala, cu sediul in Amsterdam, Olanda, care îşi desfăşoară activitatea in 13 tari având majoritatea activelor si operatiunilor in Franta, Spania si Sud-Estul Europei. Grupul Rompetrol este implicat in activitati de rafinare, marketing si trading, dar si in operatiuni aditionale - explorare si productie, servicii petroliere, EPCM, transport, etc. Grupul intentioneaza sa devina unul dintre cele mai importante companii integrate petroliere din Europa si sa obtina o pozitie consolidata in bazinul Marii Negre si al Marii Mediterane.

Cele doua rafinarii ale grupului, Petromidia si Vega furnizeaza carburanti de calitate superioara reţelei noastre de staţii de distribuţie ce acoperă aproape in intregime zonele de sud-est si centru ale Romaniei, cat si altor distribuitori din tara si strainatate. Printre aceste produse mentionam: benzine, motorine, combustibil lichid usor, LPG, uleiuri, pacura (cu o putere calorifica de 9600 kcal/kg).

Rafinaria Petromidia

Petromidia are in functiune o capacitate de prelucrare de 4,8 mil.tone titei anual. Rafinaria are in functiune o capacitate de 3,5 tone titei/an din import.

Petromidia poate procesa diverse sortimente de titei, de la cele usoare pana la cele grele. Avand in vedere ca rafinaria a fost proiectata pentru prelucrarea titeiurilor sulfuroase, aceasta este dotata cu capacitati de desulfurare si recuperare a sulfului, in scopul obtinerii de produse cu continut redus de sulf.

Aprovizionarea cu titei se face din portul Constanta prin intermediul S.C. Oil Terminal pana la rezervoarele de depozitare cu o capacitate de 8 x 50 000 mc, asigurand o autonomie de 30 de zile (functionare la capacitate maxima).

Cantitatile de titei procesate in perioada 2002 – 2004 sunt urmatoarele: - mii tone -

Specificatie 2002 2003 2004TOTAL procesat, din care:

826 988 2233

- intern 0 0 0 - import 826 988 2233

Rafinaria Vega

Vega prelucreaza titeiuri asfaltoase si fractiuni de la alte rafinarii si produce bitumuri, benzine, motorina, Vaseline, uleiuri, solventi, etc.

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 78


Specificatie 2002 2003 2004TOTAL procesat, din care:

100 280 180

- intern 100 280 180 - import 0 0 0

LUKOIL

LUKOIL este cea mai mare companie petroliera din Rusia din punct de vedere al rezervelor, productiei si rafinarii titeiului; la nivel global reprezinta aproximativ 2% din productia totala mondiala. In ultimii ani rezervele certe de titei ale companiei au crescut cu 14%, productia de gaze a crescut cu 11%, iar cantitatea de de titei rafinata a fost mai mare cu 18%. In acelasi timp, reteaua de statii de distributie a carburantilor s-a marit de 3,5 ori. Din punct de vedere al rezervelor de titei, Compania LUKOIL este lider mondial in privinta rezervelor confirmate in categoria companiilor private cotate la bursa, se afla pe locul patru in topul mondial al companiilor petroliere in privinta rezervelor confirmate si probabile, iar din punct de vedere al productiei de titei se claseaza pe locul sapte in lume.

Rafinaria Petrotel-LUKoil

Compania petroliera LUKOIL este prima companie privata din Federatia Rusa care a deschis drumul investitiilor în România prin achizitia pachetului de actiuni la rafinaria Petrotel din Ploiesti, una dintre cele mai vechi rafinarii din România, în anul 1998.

Petrotel-LUKoil este o rafinarie cu o capacitate de procesare de 3,5 mil. Tone de titei/an si produce benzine, motorine, combustibil lichid usor, pacura, GPL, produse petrochimice, etc. De asemenea, societatea are acces la o retea de transport titei si produse finite prin conducte subterane, care asigura o legatura directa cu Oil Terminal-Constanta.


Specificatie 2002 2003 2004TOTAL procesat, din care: 2279,8 942,96 1752 - intern 0 0 0 - import 2279,8 942,96 1752

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 79

IMPERIAL OIL

Rafinaria Rafo

Capacitatea actuala de prelucrare a rafinariei Rafo este 3,5 mil. tone/an titei sulfuros si nesulfuros.

Cantitatile de titei procesate in perioada 2002 – 2004 sunt urmatoarele:

- mii tone -Specificatie 2002 2003

TOTAL procesat, din care: 441,5 520 - intern 159,1 207 - import 282,4 313

Rafinaria Darmanesti

Rafinaria Darmanesti prelucreaza titeiuri cu continut de sulf redus din Moldova si materii prime din transfer de la alte unitati din tara.La Darmanesti sunt produse benzine, motorine, combustibil lichid usor, etc.Cantitatile de titei procesate in perioada 2002 – 2004 sunt urmatoarele:

- mii tone -Specificatie 2002 2003 2004

TOTAL procesat, din care: 175 370 180 - intern 175 370 180 - import 0 0 0

Rafinaria Astra Romana

Rafinaria Astra Romana – Ploiesti prelucreaza titei din productia interna, producand benzine, motorine, pacura, cocs, gaze lichefiate, uleiuri, etc.Cantitatile de titei procesate in perioada 2002 – 2004 sunt urmatoarele:



Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 80

Rafinaria Steaua Romana

Rafinaria Steaua Romana prelucreaza titeiuri parafinoase din productia interna, producand uleiuri, parafine, motorine, etc.Cantitatile de titei procesate in perioada 2002 – 2004 sunt urmatoarele:



Rafinaria Petrolsub

Rafinaria Petrolsub – prelucreaza titei extras prin combustie subterana din zona de nord-vest a tarii, producand combustibil lichid usor, motorine, pacura asfaltoasa, etc.Cantitatile de titei procesate in perioada 2002 – 2004 sunt urmatoarele:



4.1.5 Piaţa resurselor energetice regenerabile

România dispune de un potenţial important de resurse regenerabile: energie hidroelectrică, biomasa, energie solară, eoliană şi geotermală.

Conform datelor prezentate în Planul Naţional de Dezvoltare 2007-2013 potenţialul energetic al resurselor regenerabile de energie din România este detaliat după cum urmează:

Sursa de energie regenerabilă

Potenţialul energetic anual

Echivalent economic energie (mii tep)

Aplicaţie

Energie solară:Termicăfotovoltaică

60x106 GJ1200 GWh

1.433103.2

Energie termicăEnergie electrică

Energie eoliană 23.000 GWh 1.978 Energie electricăEnergie hidro,Din care sub 10MW

40.000 GWh6.000 GWh

3.440516

Energie electrică

Biomasă 318x106GJ 7.597 Energie termicăEnergie geotermală 7x106GJ 167 Energie termică

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 81

Un obiectiv foarte important stabilit prin HG 958/2005 este ca ponderea energiei electrice produse din surse regenerabile de energie in consumul national brut de energie electrică să ajungă la 33% până in anul 2010.

Prioritatea programelor de utilizare a surselor regenerabile trebuie să se concentreze pe cresterea eficientei energetice în baza unui management adecvat al cererii de energie. În tarile cu economie în curs de dezvoltare, la propunerea Comisiei Europene, se urmareste promovarea permanenta a surselor regenerabile şi constientizarea rolului eficientei energetice prin derularea unor programe specifice.

“Directiva 2001/77/EC”, privind promovarea energiei electrice produsă din surse regenerabile pe piaţa unică de energie fixează ţintele indicative astfel încât ponderea energiei electrice din surse regenerabile va fi de 22% în anul 2010.Singura cale de a mări semnificativ utilizarea surselor regenerabile de energie pe termen scurt şi mediu este, pe lângă utilizarea surselor hidro şi eoliene, utilizarea biomasei. Celelalte surse regenerabile (solare, geotermale, etc) nu pot contribui la o schimbare semnificativă a structurii surselor de energie.Programul de utilizare a surselor regenerabile de energie se înscrie în cerinţele de mediu asumate prin Protocolul de la Kyoto la Conventia - Cadru a Natiunilor Unite asupra schimbărilor climatice, adoptat la 11 decembrie 1997, ratificat de România prin Legea nr. 3/2001, respectiv de Uniunea Europeana în baza Documentului 2002/358/CE.

4.1.5.1 Energia solarã

Energia solară reprezintă cea mai sigură sursă de energie. Într-un interval de timp de numai 20 de minute, soarele furnizează echivalentul consumului energetic anual al omenirii.

Pe teritoriul României, pe o suprafaţă orizontală de 1m2, este posibilă captarea unei cantităţi anuale de energie, cuprinse între 900 şi 1450 kWh, dependentă bineînţeles şi de anotimp. Radiaţia medie zilnică poate să fie de 5 ori mai intensă vara decât iarna. Dar şi pe timp de iarnă, în decursul unei zile senine, putem capta 4-5 kWh/m2/zi, radiaţia solară captată fiind independentă de temperatura mediului ambiant.

Panourile solare şi componentele de sistem moderne permit exploatarea sursei de energie solară în cele mai diverse domenii de aplicaţii: prepararea apei calde de consum, încălzirea apei din piscină, aport de căldură pentru încălzirea clădirilor, căldură pentru procese tehnologice. Un sistem corect dimensionat poate să acopere 50-65% din necesarul anual de a.c.m. (aşa numita „rată de acoperire solară“), vara acoperirea fiind de cele mai multe ori de 100%.

Sistemele solare termice moderne pot fi încadrate fără dificultăţi în instalaţiile din cadrul construcţiilor şi au o durată de viaţă estimată de minim 20 ani, fiind astfel o completare ideală în tehnica modernă de încălzire.

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 82

Fig 4.1.5.1 – Zonele de radiaţie solară din RomâniaSursa:Agenţia Română pentru Conservarea Energiei – 2006 (ARCE)

4.1.5.2 Energia eolianã

În România s-au identificat cinci zone eoliene distincte (I-V), în funcţie de potenţialul energetic existent, de condiţiile de mediu şi cele topogeografice. România are un potenţial energetic eolian ridicat în zona litoralului Mării Negre, podişurile din Moldova şi Dobrogea sau în zonele montane.

Se pot amplasa instalaţii eoliene cu o putere totală de până la 14.000 MW, ceea ce înseamnă un aport de energie electrică de aproape 23.000 GWh/an.

Pe baza evaluărilor preliminare în zona litoralului, inclusiv mediul off-shore, pe termen scurt şi mediu, potenţialul energetic eolian amenajabil este de circa 2.000 MW, cu o cantitate medie de energie electrică de 4.500 GWh/an. Valorificarea potenţialului energetic eolian, în condiţii de eficienţă economică, impune folosirea unor tehnologii şi echipamente adecvate.

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 83

Fig 4.1.5.2- Potenţialul eolian Sursa:Agenţia Română pentru Conservarea Energiei – 2006 (ARCE)

Primul grup eolian comercial din România este Parcul Industrial Ploieşti cu Pi = 0,66 MW.Proiectul a fost dezvoltat de Consiliul Judeţean Prahova, IRIDEX Group.

4.1.5.3 Energia produsã în unitãţi hidroelectrice (grupuri de mică şi mare putere)

În România, potenţialul hidroenergetic al râurilor principale este de circa 40.000 GWh/an şi se poate obţine în amenajări hidroenergetice de mare putere (>10MW/unitate hidro) sau de mică putere (<10 MW/unitate hidro), după următoarea repartizare:- amenajări hidroenergetice de mare putere (34.000 GWh/an);- amenajări hidroenergetice de mică putere (6.000 GWh/an).

Aportul de capacităţi noi prevăzut pentru perioada 2003-2015 este estimat la cca. 500-900 MW. La nivelul anului 2004, 29% din energia electrică a fost produsă în hidrocentrale.

4.1.5.4 Energia geotermalã

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 84

În România, temperatura surselor hidrogeotermale (cu exploatare prin foraj-extracţie) în geotermie de „joasă entalpie” este cuprinsă între 25°C şi 60°C (în ape de adâncime), iar la geotermia de temperatură medie temperaturile variază de la 60°C până la 125°C (‘ape mezotermale’).

Fig 4.1.5.4 Surse de energie geotermalăSursa:Agenţia Română pentru Conservarea Energiei – 2006 (ARCE)

4.1.5.5 Biomasa

La nivel mondial biomasa reprezintă 14,7% din resursele primare de energie. Conform Legislaţiei Uniunii Europene - Planul de acţiune privind biomasa COM (2005) 628 - Bruxelles (7.12.2005) în prezent în Uniunea Europeană cca. 4% din necesarul de energie este asigurat din biomasă. Utilizarea completă a potenţialului existent la nivelul UE este estimată a se realiza în jurul anului 2010, respectiv prin creşterea producţiei de la 69 mil. tep în 2003 la 185 mil. tep în 2010. Producerea de biomasă reprezintă o oportunitate semnificativă pentru dezvoltarea rurală. La nivelul UE se estimează crearea în mediul rural a cca. 300.000 de noi locuri de muncă.

România are un potenţial energetic de biomasă ridicat, evaluat la circa 7.594 mii tep/an (318 PJ/an), ceea ce reprezintă aproape 19% din consumul total de resurse primare la nivelul anului 2000. Rezervele potenţiale sunt deşeurile de lemn, deşeurile agricole (animale şi vegetale), gunoiul menajer şi culturile energetice. Circa 54% din căldura produsă pe bază de biomasă se

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 85

obţine din arderea de reziduuri forestiere; 89% din căldura necesară încălzirii locuinţelor şi prepararea hranei (mediul rural) este rezultatul consumului de reziduuri şi deşeuri vegetale.

Fig 4.1.5.5 Potenţialul de biomasaSursa:Agenţia Română pentru Conservarea Energiei – 2006 (ARCE)

Conform Strategiei de valorificare a resurselor regenerabile, se apreciază că potenţialul de biomasă din România este împărţit pe următoarele categorii de combustibil:

- reziduuri din exploatări forestiere şi lemn de foc 1.175 mii tep;- deşeuri de lemn - rumeguş şi alte resturi de lemn 487 mii tep ;- deşeuri agricole rezultate din cereale, tulpini de porumb, resturi vegetale de viţă de vie

4.799 mii tep;- biogaz 588 mii tep;- deşeuri şi reziduuri menajere urbane 545 mii tep.

Resursele de biomasă din România sunt distribuite astfel: - 90% din total şi 55% din lemnul pentru foc şi deşeurile de lemn se găsesc în regiunea

Carpaţilor şi Subcarpaţilor. - 54% din deşeurile agricole se află în Câmpia de Sud şi Moldova. - 52% din bio-gaz se găseşte în Câmpia de Vest.

Resursele de lemn de foc sunt utilizate în proporţie de 70%. O altă importantă sursă de biomasă o constituie paiele.

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 86

95% din resursele de biomasă sunt “utilizate direct” sau “arse direct” în cuptoare, sobe pentru încălzire, gătit, şi prepararea apei calde, iar principalul utilizator este populaţia. Doar 5% din resursele de biomasă sunt utilizate în centrale termice, pentru producerea de abur industrial şi apă fierbinte.

Obţinerea energiei electrice şi termice din biomasă se poate realiza prin utilizarea următoarelor procedee:- Combustia directă a biomasei:

- sub formă brută; - după peletizare sau brichetare pentru compactare.

- Gazificarea biomasei- Piroliza biomasei → biocombustibil

În consumul curent de biomasă din România, în regim de exploatare energetică, se folosesc diferite tipuri de combustibili, cu următoarea destinaţie:

- circa 550 cazane industriale de abur şi apă fierbinte pentru încălzire industrială (combustibil pe bază de lemn); aproape toate cazanele care utilizează biomasă aparţin sectorului industrial, fabricilor de cherestea şi alte industrii. Dimensiunile centralelor sunt în general mici. În fabricile de cherestea, capacitatea instalată medie este de 3.3 MWt, iar în alte industrii de 4.7 MWt.

- circa 10 cazane de apă caldă, cu puteri instalate între 0,7MW şi 7,0 MW, pentru încălzire urbană, Pi total=45 MW (combustibil pe bază de deşeuri din lemn);

- aproximativ 14 milioane sobe sau cuptoare de lemne şi/sau deşeuri agricole pentru încălzirea locuinţelor individuale sau prepararea hranei ş.a.

Cantitatea de căldură rezultată din valorificarea energetică a biomasei deţine ponderi diferite în balanţa resurselor primare, în funcţie de tipul de deşeuri utilizat sau după destinaţia consumului final.

Consumul de biomasă în balanţa resurselor energetice primare se prezintă în tabelul următor:

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 87

Specificaţie UM/an 1996 1997 1998 1999 2000

Consum total

resurse primare

PJ

(MJ)

2.341

(2341x109)

2.146

(2146x109)

1.934

(1934x109)

1.666

(1666x109)

40.390,0mii tep

(1689x109)

Consum de biomasă

PJ

(MJ)

205

(205x109)

141

(141x109)

127

(127x109)

118

(118x109)

2.772,5mii tep

(116x109)Pondere biomasă % 8,76 6,57 6,56 7,10 6,87

In România, pădurile, care au rol preponderent în redresarea stării mediului, ocupă doar 26,7% din suprafata ţării, faţă de 40-50% cât ocupau în trecut, şi au devenit victima agresiunii antropice atât direct, prin tăieri peste capacitatea de regenerare, cât mai ales indirect, prin poluare.

Există la ora actuală suprafeţe importante de terenuri care sunt apte pentru culturi forestiere în România. Potenţialul de extindere al culturilor forestiere este foarte mare, iar valorificarea biomasei obţinute pentru producerea de energie poate constitui stimulentul economic care să declanşeze o acţiune majoră la nivel naţional de înfiinţare a culturilor forestiere.

Realizarea culturilor energetice cu ciclu scurt de producţie are două efecte pozitive:- obţinerea unui combustibil pentru producerea de energie electrică şi termică- oferirea unei alternative valoroase de cultură pentru fermieri, care are ca rezultat o nouă

piaţă.

Utilizatorii Potenţiali sunt ai producţiei culturilor energetice sunt :- centrale termoelectrice existente cu funcţionare pe biomasă sau cărbune+biomasă - centrale termoelectrice noi cu funcţionare pe biomasă sau cărbune+biomasă - centrale termice cu funcţionare pe biomasă sau cărbune+biomasă

Furnizorii potenţiali de acest tip de biomasă sunt actuali sau viitori fermieri sau alte categorii de deţinători de terenuri (comunităţi locale, asociaţii de proprietari, administraţii forestiere de stat sau private) situaţi în zone aflate la o distanţă mai mică de 50 km de amplasamentul unei centrale termice/termoelectrice (pentru eficienţă economică).

Factorii favorizanţi ai promovării culturilor energetice sunt:- potenţialul teoretic de tăiere a pădurilor normale depăşeşte cererea crescândă- trecerea de la etapa disponibilităţii şi costului scăzut al acestei surse, la preţuri crescânde şi

competiţie- creşterea atenţiei opiniei publice asupra problemelor de protecţie a mediului, care implică

prezervarea pădurilor mature şi protecţia ecosistemelor

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 88

Culturile energetice cu ciclu scurt de producţie nu pot rezolva tot necesarul pe viitor, dar pot deveni o resursă importantă. Oportunitatea acestor culturi creşte odată cu scăderea resurselor tradiţionale.

Cantităţile de lemn şi deşeuri de lemn prognozată pentru utilizări energetice (drept combustibil) vor rămâne constante în limitele a 500 mii tep în corelaţie cu volumul de masă tăiată anual.Biomasa este o resursă care poate fi refăcută în perioade scurte de timp. Valorificarea

Potenţialului energetic al biomasei, ţinând seama de ponderea acesteia în sursele regenerabile exploatabile, ar putea sa acopere aproximativ 70% din angajamentele României referitoare la aportul surselor regenerabile în energia totala consumata. Obiectivul principalul privind utilizarea biomasei consta în asumarea unui consum echivalent de circa 3.347,3 tep pana în anul 2010, cu o producţie medie anuala de energie de 97,5 tep (1.134GWh). Acest obiectiv se poate materializa prin utilizarea în centralele existente împreună cu cărbunele sau în capacităţi noi de cogenerare pe bază de biomasă.

Proiecte de succes în România

În anul 2004 au fost finalizate cinci lucrări de investiţii promovate prin cofinanţare asigurată de Programul PHARE 2001 al Uniunii Europene, şi guvernele României şi Danemarcei (prin acord de tip JI). ARCE, în calitate de instituţie promotoare, a asigurat monitorizarea lucrărilor de investiţii şi avizarea documentaţiilor aferente investiţiilor la centralelor termice ce utilizează drept combustibil rumeguşul, în oraşele Huedin, Vlăhiţa, Gheorgheni, Întorsura Buzăului şi Vatra Dornei.

Capacitate (MW) Investiţie (Mil. Euro)Vlăhiţa 6 1,98Gheorgheni 6 2,27Huedin 4 1,74Vatra Dornei 12 4,42Întorsura Buzăului 7 2,72

4.1.6 Piaţa biocombustibililor

In lume cel mai mare producator de combustibil alternativ este Brazilia, care beneficiază de suprafeţele imense cultivate cu sfeclă de zahăr. Pe locul doi, in ceea ce priveste capacitatea de productie a combustibililor bio se află Statele Unite ale Americii, unde acest combustibil a patruns la toate nivelurile.

UE produce 75% din cantitatea mondiala de biodiesel. Germania este lider al pietei in acest sector, cu peste 50% din productia de biodiesel a UE, adica 1,03 milioane tone la nivelul anului 2004. In Europa, culturile energetice (culturile agricole) sunt utilizate pentru obtinerea de

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 89

biocarburanti/ biocombustibili şi mai putin pentru productia de energie electrica sau termica

Directiva EC/2003/30 emisă la data de 8 mai 2003, prevede ca minimul proporţiei de biocombustibili - bioetanol, obţinut din porumb şi biodiesel, obţinut prin esterificarea uleiului de rapiţă - ce trebuie introduşi pe piaţa de fiecare stat membru UE (in procente din totalul carburantilor petrolieri existenti pe piata la data respectiva) sa fie 2% pana la 31 decembrie 2007, 5,75% pana la sfarsitul anului 2010 şi 20% pana la 2020.

În România există un singur producător de biodiesel, S.C. AUTOELITE S.R.L (companie din cadrul grupului SIROMEX) localizată în Baia Mare, a cărui activitate a demarat în decembrie 2005. Societatea are o capacitate de producţie de 3000 tone/lună.

Produsul BIODIESEL AUTOELITE este realizat în conformitate cu SR EN 14214:2004 (Carburant pentru automobile. Esteri metilici ai acizilor graşi pentru motoare diesel. Specificaţii şi metode de încercare), standard aprobat în data de 11.11.2004 de Asociaţia de Standardizare din România, care transpune standardul european EN 14214:2003. Produsul bio are o putere calorifică inferioară (Pci) de 39 500 kJ / kg. Preţul de producere este de 2,81 lei/litru inclusiv TVA sau 2.65 lei/kg fără TVA la o densitate de 0.89 şi 15 0C

Proprietăţile şi calitaţile fizico-chimice ale acestui produs sunt confirmate prin analizele realizate în laboratorul propriu al S.C. AUTOELITE S.R.L. Baia Mare, cât şi prin cele realizate de organisme abilitate din Romania, precum PETROM (OMV Group) Laborator INCERP Ploieşti şi MASTER S.A. Thermal Engines BucureştiPreţul de transport asigurat de S.C. AUTOELITE S.R.L. Baia Mare este de 2.4 lei/km pentru o cisternă de 34 tone (dus-întors). S.C. AUTOELITE S.R.L. Baia Mare are posibilitatea de încărcare a biodieselului şi în vagoane cisternă pentru transportul pe CF.

In 2007 si 2008 Romania va cunoaste un boom in productia de biodiesel, potenţialul naţional de producţie estimat fiind de cinci ori mai mare decât cel actual. Agentia Romană de Investitii Străine a prezentat faptul că mai mulţi investitori straini şi-au anuntat intenţia de a investi în România în acest domeniu. Astfel, o serie de alte investiţii in capacităţi de productie a combustibililor bio sunt în derulare în România:

Investiţia societăţii BIOMART (divizie a consorţiului portughez MARTIFER), la Lehliu, jud Călăraşi.Această investiţie ce cuprinde o rafinărie şi o fabrică de extragere a uleiurilor (rapiţa este recoltată de pe 50.000 ha) urmează să fie gata la începutul anului 2007.Capacitatea anuală de producţie va fi de 100.000 tone de biodiesel.

Investiţia Consorţiului german MAN Ferrostaal, in comunele Atel si Loamnes judeţul Sibiu. Această investiţie ce cuprinde realizarea unui centru agricol (suprafaţă cultivată 120.000 ha) şi construcţia unei uzine de biodiesel ce va produce de 400 tone combustibil/zi, urmează sa

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 90

fie finalizată la sfârşitul anului 2007. Costurile pentru producţia unui litru de biodiesel la Atel ar putea fi de aproximativ 50 de eurocenti.

Investiţia Grupului Rompetrol Rafinare; Rompetrol va construi, începând din 2007 o instalatie de producţie din uleiuri vegetale (floarea-soarelui, rapiţă, soia) a unui nou tip de carburant, biodiesel, in conformitate cu standardul European EN 14214.In prima etapa, Rompetrol va produce biodiesel în special pentru asigurarea necesarului propriu, prin realizarea amestecului acestuia cu motorina produsa de Rompetrol Rafinare (Petromidia). In functie de evolutia pietei din Romania şi Europa, precum şi de legislatia în vigoare, Rompetrol va lua în calcul o posibila extindere a capacitatii de producţie.Durata de executie şi de implementare a instalaţiei, cu o capacitate de 60.000 tone pe an, va fi de 19 luni, termenul fiind estimat în acord cu furnizorul de tehnologie Desmet Ballestra Oleo.Amplasamentul va fi in cadrul Rompetrol Rafinare (Navodari) şi a fost ales datorită infrastructurii existente pentru transportul materiei prime şi a produselor finite (port maritim, şosele, căi ferate). Aceasta va fi operată de Ecomaster Servicii Ecologice, compania specializată în servicii ecologice a Grupului Rompetrol.

Investiţia Companiei Lukoil; Lukoil va infiinta o fabrica de biodiesel în raza de activitate a Petrotel. Intentioneaza să producă între 50.000 si 100.000 de tone pe an. Pentru a asigura materia prima, va deschide cinci minifabrici de ulei in tara. In funcţie de facilitatile care se vor acorda, biodieselul produs de Lukoil se va vinde cu 950 Euro/tona.

Investiţia Companiei Expur Urziceni, proprietar al Ulcom Slobozia producatorul de ulei de soia. Expur Urziceni va construi o fabrică de biodiesel, fondurile urmând să fie asigurate din surse proprii şi credite bancare.

Investiţia Ulerom Vaslui, una din companiile din grupul de firme RACOVA COM-AGRO-PAN Vaslui care va începe în ianuarie 2007 o investiţie de 18 milioane de euro, Materia primă va fi obţinută din rapiţa, soia şi floarea-soarelui ce vor fi cultivate pe 15.000 ha în zona Moldovei.Instalaţiile de producţie vor fi furnizate de Greenline Industries, o companie americană specializată în construcţia fabricilor biodiesel. Capacitatea de producţie va fi de cca. 25.000 de tone anual.

Implementarea acestor investiţii participă la asigurarea producţiei de 110.000 de tone combustibil bio, pe care Romania şi-a asumat-o imediat după data aderării. Valoarea investiţiilor variază în funcţie de capacitatea de productie. Astfel, pentru o instalaţie care produce o tonă pe zi, investiţia este aprox. 68.000 de euro, iar pentru una care sa produca 22 de tone/zi, 553.000 Euro.Costurile de producţie variază între 0,13 si 0,17 euro / litru de combustibil produs. La costurile de producţie se adaugă costurile cu materiile prime : metanol, catalizatori si uleiuri, obţinându-se un cost de 0,58 - 0,65 de euro/litru de biodiesel.

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 91

Instalatiile de producere biodiesel trebuie să aibă certificat de calitate recunoscut în UE, denumit ATEX.

Investitorii nominalizaţi, şi nu numai, propun introducerea treptată in consum a biocarburantilor in conformitate cu un calendar de crestere a productiei interne, facilitati fiscale pentru producatorii de biocarburanti sau permisiunea de a produce mai multe tipuri de biocarburanti si neimpunerea unei proportii fixe de biocarburant in carburantul conventioanal.

Având în vedere aceste propuneri de linii de acţiune, Noul Cod Fiscal, care va intra în vigoare la 1 ianuarie 2007, introduce scutirea de acciză pentru toate tipurile de biocombustibili.

De asemenea Ministerul Agriculturii şi Ministerul Economiei şi Comerţului lucrează la o strategie naţională pentru încurajarea producţiei de biocombustibil.Ministerul Agriculturii din Romania a inceput deja sa stimuleze productia de biocarburanti prin mai multe instrumente directionate catre stimularea culturilor specifice. Subventia pentru toamna 2006, acordată pentru motorina folosită in agricultura, s-a extins si la biodieselul folosit in agricultura. S-au acordat subventii specifice pentru culturile de soia si floarea soarelui. Din 2007, va intra in functiune un sistem mai amplu de sustinere financiara a culturilor bioenergetice, care înclude atât sprijinul pe suprafaţă acordat de Uniunea Europeană cat si subventia de la bugetul de stat specifica pentru culturile de rapita si floarea soarelui.

Rapita, floarea soarelui si soia, in mod special, dar si sfecla de zahar si cerealele sunt plantele care se preteaza la culturi energetice. Rapita a fost traditional mai putin folosita in agricultura ceea ce face cu atat mai atractiva cultivarea ei in scopul productiei de biocarburanti. Uleiul de rapita produce cel mai bun biocarburant.

Romania are o capacitate de furnizare de ulei vegetal din floarea soarelui, soia sau rapita de 500-550 mii tone pe an, ceea ce se traduce in aceeasi cantitate de biodiesel pe an

Biocombustibilul a sporit atractivitatea culturilor de rapiţă. Dacă în 2005 suprafeţele cultivate cu rapiţă au fost de 88.000 ha, în 2006 au ajuns la 180.000 ha, iar estimările pentru următorii ani vorbesc de 500.000 ha. In urmatorii ani, culturile agricole de rapita vor creste cel mai rapid in Romania. Datorita interesului mare pentru biocarburanti, cat si stimulentelor acordate, suprafata cultivata cu rapita a crescut semnificativ in ultimii doi ani, cu perspective si mai bune pentru urmatorii 5 ani. Daca in 2004/2005 s-a recoltat rapita de pe 85.000 hectare, in 2005/2006 recolta a fost culeasa de pe 105.000 hectare, iar in 2010 se prevede sa se recolteze rapita de pe 500.000 de hectare.

Avantajele ecologice ale biocombustibililor sunt de netagaduit:- sunt biodegradabili;- reduc emisiile cu 50%; datorită reducerii emisiilor de gaze cu efect de sera, utilizarea pe

scara larga a acestora contribuie la indeplinirea angajamentelor de la Kyoto privind

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 92

schimbarile climatice. Romania s-a angajat, semnand Protocolul de la Kyoto, sa reduca aceste emisii cu 8% in perioada 2008-2012, fata de nivelul lor din 1989.

Utilizarea lor asigura furnizarea de resurse primare in conditii de siguranta si protectia mediului si promovarea resurselor regenerabile de energie.

Pentru Romania biocombustibilii reprezinta si o oportunitate economica. In afara de boom-ul investitional, exista avantajul reducerii necesitatii de import de combustibili. Investitiile, vor crea noi locuri de munca, oportunitati de dezvoltare si venituri pentru populatia din zonele rurale, oportunitati pentru dezvoltarea rurala durabila.

4.2 Resurse energetice disponibile în zonă

Din perspectiva bogatiilor subsolului, zona Judeţului Prahova parte integrantă a Regiunii Muntenia SUD, dispune de resurse naturale ale subsolului (petrol, gaze naturale, cărbune, minereuri radioactive şi metalifere, sare, marne calcaroase, sulf, acumulări de gips şi izvoare minerale) importante pentru industria energetică, chimică şi a materialelor de construcţii.

Pentru exploatarea zacamintelor subsolului si în special lignit, titei, sare, activitatile unitatilor economice din judetul Prahova au fost organizate astfel: 2 unitati de exploatare miniera: Filipestii

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 93

de Padure si Ceptura; pentru extractia de titei si foraj: Schela de Petrol Boldesti-Scaieni, Schela de foraj Liliesti si Schela de foraj Scaieni; pentru extractia sarii, Slanic Prahova.

Industria petrochimica reprezinta o ramura de baza în economia judetului Prahova, dispunând de multe unitati de prelucrare a petrolului: S.C. Petrobrazi S.A., S.C. Petrotel S.A. "Teleajen-LuckOil Group", S.C. Rafinaria "Vega-Hollster&Harelock Group" S.A., S.C.Astra S.A. si S.C. "Steaua Româna" S.A. Cîmpina. Orasul resedinta de judet, Municipiul Ploiesti, este înconjurat de patru din cele cinci rafinarii mentionate mai sus

Gazele naturale sunt o sursă de energie mai avantajoasă decât alţi combustibili fosili având randament energetic mai mare şi un coeficient de poluare redus. Din punctul de vedere al consumului de gaze, Distrigaz – Sud este societatea comercială care furnizează gaz natural în judeţul Prahova.

Distrigaz – Sud are o poziţie majoră pe piaţa gazelor din România, înregistrând peste 30 ani experienţă în domeniul distribuţiei şi comercializării gazelor naturale. Structura acţionariatului societăţii este mixtă, începând cu 31.05.2005, când Gaz de France a achiziţionat de la statul român (fostul acţionar unic) pachetul majoritar de 51% din numărul acţiunilor.Utilizând eficient mijloacele puse la dispoziţie de grupul francez cu poziţie remarcabilă între liderii europeni, societatea are şanse considerabile să accelereze procesul de dezvoltare şi modernizare, astfel încât Distrigaz Sud să devină în scurt timp o societate competitivă de nivel european.

SC Distrigaz Sud alimentează cu gaze naturale un număr de 1062000 clienţi din 565 de localităţi.Structura gazelor furnizate pe tipuri consumatori in 2005 se prezintă în figura de mai jos:

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 94

La nivelul judeţului Prahova consumul de gaze distribuite s-a diminuat semnificativ în ansamblu, de la 2 000 863 mii m3, în anul 1990 la 398 818 mii m3 în anul 2000, ca apoi să crească până la 603 444 mii m3 în 2004. Gazele distribuite pentru uz casnic au evoluat oarecum constant de la 159 914 mii m3 în 1990 la 205 450 mii m3 în 2000 şi 164 422 mii m3 în 2004.

Pe acest fundal, se remarcă totuşi o majorare a ponderii consumului casnic în consumul total de gaze de la 8 %, în anul 1990, la 27 % în 2004, cauza nefiind alta decât diminuarea consumului industrial.

Reţeaua şi volumul gazelor naturale distribuite în Judeţul Prahova în perioada 2000-2004 se prezintă în tabelul de mai jos:

Judeţul Prahova

Localităţi în care se distribuie gaze naturale

(număr) - la sfârşitul anului -

Lungimea simplăa conductelor de

distribuţie agazelor naturale

(km) - la sfârşitul anului-

Volumul gazelor naturale distribuite ( mii m³ )

Totaldin care: municipii şi oraşe

Totaldin care: pentru

uz casnic1990 55 12 1015.2 2000863 1599141995 61 12 1206.8 901987 2755932000 63 12 1517.7 398818 2054502001 68 12 1589.6 447621 1889402002 76 12 1729.9 485297 1724372003 76 12 1808.5 575445 1816042004 48 13 2042.4 603444 164422

Resursele regenerabileÎn ceea ce priveşte potenţialul judeţului Prahova din punctul de vedere al resurselor regenerabile, pe baza hărţilor prezentate în capitolul anterior, se pot face următoarele constatări:

1) Energia solară Judeţul Prahova prezintă un potenţial relativ ridicat, situându-se în zonele III and IV de radiaţie solară (Fig. 4.1.5.1) caracterizată printr-o intensitate a radiaţiei solare cuprinsă între 1180-105 kWh/mp (zona III) şi 1050-950 kWh/mp (zona IV) şi o durată medie anuală de insolaţie de 1500-1650 ore (zona III) şi 1350-1500 (zona IV).

2) Energia eoliană Fig. 4.1.5.2 prezintă un potenţial eolian mediu pentru Prahova, aceasta aflându-se în zona I caracterizată prin viteza vântului de 3.5-7 m/s.

3) Energia geotermalăJudeţul Prahova nu dispune de surse geotermale de energie (Fig. 4.1.5.4)

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 95

4) Potenţialul de biomasă Harta privind repartizarea potenţialului de biomasă pe regiunile ţării (Fig. 4.1.5.5) ilustrează pentru judeţul Prahova un potenţial relativ crescut de cca. 500-600 TJ comparativ cu alte judeţe. Însa un potenţial mai ridicat există, după cum se poate observa, în judeţele învecinate Braşov şi Covasna (cca. 700-800TJ).

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 96

CAPITOLUL 5. REGLEMENTAREA ACTIVITĂŢILOR DE PRODUCERE, TRANSPORT ŞI DISTRIBUŢIE A CĂLDURII; ROLUL ANRE, ANRSC ŞI ANRGN

ANRE

Autoritatea Naţională de Reglementare în domeniul Energiei – ANRE este o instituţie publică autonomă de interes naţional cu personalitate juridică şi finanţare integrală din venituri extrabugetare, cu misiunea de a crea şi a aplica sistemul de reglementări necesar funcţionării sectorului şi pieţei energiei electrice şi energiei termice produse în cogenerare în condiţii de eficienţă, concurenţă, transparenţă şi de protecţie a consumatorilor. În desfăşurarea misiunii sale, ANRE urmăreşte integrarea actului de reglementare cu acţiunile altor autorităţi de reglementare şi armonizarea cu obiectivele şi priorităţile Guvernului.

ANRE funcţionează în baza Legii nr. 318/2003 privind energia electrică şi a Regulamentului de organizare şi funcţionare al instituţiei, aprobat prin HG nr. 1816/2004, modificată şi completată prin HG nr. 1847/2005. În baza OUG nr. 11/2004 privind stabilirea unor masuri de reorganizare în cadrul administraţiei publice centrale aprobată cu modificări şi completări prin Legea nr. 228/2004, cu modificările şi completările ulterioare, ANRE se află în coordonarea directă a primului ministru. ANRE este abilitată cu următoarele competenţe şi atribuţii principale:- stabileşte reglementări cu caracter obligatoriu pentru agenţii economici din sectorul energiei

electrice;- acordă, modifică, suspendă sau retrage autorizaţiile şi licenţele pentru agenţii economici din

sectorul energiei electrice, inclusiv pentru producătorii de energie termică produsă în cogenerare, precum şi pentru cei care vor apărea ca urmare a deschiderii pieţei de energie electrica;

- elaborează şi aprobă metodologiile de calcul necesare stabilirii preţurilor şi tarifelor;- stabileşte tarifele aplicabile consumatorilor captivi;- stabileşte preţurile şi tarifele practicate între agenţii economici din cadrul sectorului energiei

electrice, tarifele pentru serviciile de sistem, de transport şi de distribuţie a energiei electrice, preţurile şi tarifele practicate pentru activităţile şi serviciile aferente producerii energiei termice în cogenerare;

- stabileşte contractele-cadru de furnizare, precum şi cele dintre agenţii economici privind vânzarea, achiziţia, transportul, serviciul de sistem şi distribuţia energiei electrice, precum şi cele de vânzare a energiei termice produse în cogenerare;

- elaborează regulamentul de furnizare a energiei electrice la consumatori, care se aprobă prin hotărâre a Guvernului;

- stabileşte cerinţe, criterii şi proceduri pentru eligibilitatea consumatorilor de energie electrică şi acreditează consumatorii eligibili;

- aprobă reglementări tehnice şi comerciale pentru agenţii economici din sector;- exercită controlul cu privire la respectarea de către agenţii economici din sectorul energiei

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 97

electrice a reglementărilor emise, a sistemului de preţuri şi tarife în vigoare şi aplică sancţiuni în cazul nerespectării acestora;

- stabileşte metodologia proprie de urmărire şi control în vederea respectării de către agenţii economici a sistemului de preţuri şi tarife;

- urmăreşte aplicarea reglementărilor specifice în domeniul energiei electrice;- sesizează ministerul de resort şi Consiliul Concurenţei cu privire la abuzul de poziţie

dominantă pe piaţă şi la încălcarea prevederilor legale referitoare la concurenţă, ori de câte ori constată nerespectarea reglementărilor cu privire la concurenţă şi transparenţă;

- elaborează regulamentul privind racordarea utilizatorilor la reţelele electrice de interes public, care se aprobă prin hotărâre a Guvernului;

In îndeplinirea atribuţiilor sale, ANRE colaborează cu Consiliul Concurenţei, cu Autoritatea Naţională pentru Protecţia Consumatorilor, cu ministerele şi cu alte organe de specialitate ale administraţiei publice centrale sau locale interesate.

ANRE acordă accesul producătorilor de energie pe piaţa prin acordarea de licenţe şi autorizaţii pe baza competenţelor atribuite ANRE de Legea nr. 318/2003 – Legea energiei electrice şi de Ordonanţa Guvernului nr. 73/2002 privind organizarea şi funcţionarea serviciilor publice de alimentare cu energie termică produsă centralizat.

Condiţiile generale şi procedura pentru solicitarea şi acordarea autorizaţiilor şi licenţelor pentru activităţile de producere, transport, stocare, dispecerizare, distribuţie şi furnizare a energiei electrice şi/sau termice sunt stabilite prin ‘’Regulamentul pentru acordarea licenţelor şi autorizaţiilor în sectorul energiei electrice şi termice” aprobat prin HG nr. 567.

Existǎ urmǎtoarele categorii autorizaţii şi licenţe:

- autorizaţii:- autorizaţii de înfiinţare- permise de punere în funcţiune- autorizaţii de funcţionare

- licenţe: - licenţa de producere a energiei electrice şi / sau termice- licenţa de transport a energiei electrice şi / sau termice- licenţa pentru asigurarea serviciilor de sistem- licenţa de dispecerizare (operator de sistem şi operator comercial)- licenţa de distribuţie a energiei electrice şi / sau termice- licenţa de furnizare a energiei electrice şi / sau termice

În sectorul energiei termice, în cursul anului 2005, comitetul de reglementare al ANRE a acordat licenţe 3 licenţe pentru desfăşurarea de activităţi în sectorul energiei termice produse în cogenerare

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 98

În derularea acestui proces, ANRE respectă, respectiv impune agenţilor economici reglementaţi respectarea cerinţelor specificate în „Regulamentul pentru acordarea licenţelor şi autorizaţiilor în sectorul energiei electrice”, aprobat prin Hotărârea Guvernului nr. 540/2004, cu modificările ulterioare, precum şi în „Regulamentul pentru acordarea licenţelor pentru transportul, distribuţia şi furnizarea energiei termice”, care a fost aprobat prin Decizia 155/2004 a preşedintelui ANRE.

Din punctul de vedere al autorizaţiilor, în cursul anului 2005, ANRE a acordat în sectorul energiei termice produse în cogenerare două autorizaţii pentru realizarea de centrale de cogenerare,În sectorul energiei termice, ANRE aprobă preţurile pentru activitatea de producere în cogenerare a energiei termice.

Aceste preţuri se determină în conformitate cu Metodologia de stabilire a preţurilor şi cantităţilor de energie electrică vândute prin contracte reglementate şi a preţurilor pentru energia termică livrată din centralele cu grupuri de cogenerare - revizia 1, aprobată prin Ordinul ANRE nr. 24/2005, modificat şi completat prin Ordinul ANRE nr. 13/2006

Costurile, respectiv preţurile de producere a energiei termice stabilite pe baza metodologiei sunt utilizate la stabilirea preţurilor de livrare a energiei termice consumatorilor.

În conformitate cu Precondiţiile la Memorandul Suplimentar de Politici Economice şi Financiare, convenite între Guvernul României şi Fondul Monetar Internaţional, ANRE a aprobat în 2005, prin Decizia nr. 273/2005, Procedura de ajustare a preţurilor pentru energia termică produsă de agenţii economici aflaţi în competenţa de reglementare a ANRE. Prevederile acesteia permit ajustarea preţurilor energiei termice livrate consumatorilor la modificarea preţurilor medii de achiziţie a combustibililor cu mai mult de 5%.

Un reper al activităţii ANRE în domeniul energiei termice l-a constituit analiza documentaţiilor de fundamentare a preţurilor solicitate de agenţii economici aflaţi în competenţa de reglementare a ANRE şi emiterea deciziilor aferente.

Pe baza metodologiilor şi procedurile elaborate de ANRE, în anul 2005 au fost emise peste 65 decizii pentru operatorii reglementaţi, referitoare la stabilirea, revizuirea şi ajustarea preţurilor şi a tarifelor pentru energie termică.

ANRE sprijină activitatea Ministerului Finanţelor Publice în stabilirea volumului subvenţiei pentru enegia termică livrată populaţiei prin sisteme centralizate.

ANRSC

Autoritatea Naţională de Reglementare pentru Serviciile Publice de Gospodărie Comunală este instituţie publică de interes naţional, înfiinţată în conformitate cu prevederile Legii nr. 326/2001 privind serviciile publice de gospodărie comunală şi ale HG nr. 373/2002 privind organizarea şi

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 99

funcţionarea Autorităţii Naţionale de Reglementare pentru Serviciile Publice de Gospodărie Comunală – A.N.R.S.C., modificată şi completată prin HG nr.437/2004.

A.N.R.S.C. are în subordine, potrivit Ordinului ministrului administraţiei publice nr.192/2003, modificat prin Ordinul preşedintelui A.N.R.S.C. nr.180/2004, 8 agenţii teritoriale, prin intermediul cărora s-a urmărit descentralizarea activităţii autorităţii şi asigurarea unui contact direct şi rapid între operatorii de servicii publice de gospodărie comunală şi autorităţile administraţiei publice locale.

A.N.R.S.C. funcţionează în coordonarea Primului-Ministru, unul din scopurile activităţii sale fiind reglementarea, monitorizarea şi controlul serviciului public de alimentare cu energie termică produsă centralizat, cu excepţia activităţii de producere a energiei termice în cogenerare.

În acest domeniu, principalele competenţe ale ANRSC, conform HG nr. 373/2002, cu modificările şi completările ulterioare, sunt:

- elaborează proiecte de acte normative în sfera sa de competenţă;- licenţiază/autorizează operatorii de servicii publice de alimentare cu energie termică produsă

în sistem centralizat;- avizează şi/sau aprobă preţurile şi tarifele serviciilor publice de alimentare cu energie termică

produsă în sistem centralizat, cu excepţia activităţilor de producere a energiei termice în cogenerare;

- stabileşte criterii şi indicatori minimali de performanţă privind calitatea serviciilor publice de gospodărie comunală, în corelare cu cerinţele Uniunii Europene, şi monitorizează îndeplinirea acestora de către operatori;

În domeniul serviciilor publice de alimentare cu energie termică produsă în sistem centralizat, A.N.R.S.C. aprobă preţurile şi tarifele la energia termică produsă centralizat, exclusiv cea produsă în cogenerare, după ce, în prealabil, au fost avizate de către autoritatea publică locală.

Avizarea/aprobarea preţurilor şi tarifelor la energia termică produsă centralizat, exclusiv cea produsă în cogenerare, se face în baza unui proces de analiză tehnico-economică a propunerilor făcute de operatori, urmărindu-se respectarea următoarelor cerinţe:- reflectarea în structura şi nivelul tarifelor doar a costurilor de producţie, exploatare, întreţinere

şi reparaţii, justificate din punct de vedere economic;- asigurarea unui raport cost/calitate echilibrat şi satisfăcător, atât pentru operatori, cât şi

pentru utilizatorii finali;- asigurarea protecţiei mediului;- promovarea investiţiilor de capital, în corelare cu gradul de suportabilitate al utilizatorilor;- asigurarea şi respectarea autonomiei financiare a operatorilor.

Pe parcursul anului 2005 A.N.R.S.C. a analizat şi avizat, preţurile şi tarifele la serviciului public de alimentare cu căldură pentru:

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 100

- 110 operatori ce prestează servicii de producere, transport şi distribuţie a energiei termice în sistem centralizat, exclusiv energia termică produsă în cogenerare, din subordinea autorităţilor administraţiei publice locale;

- 50 agenţi economici ce livrează energie termică către populaţie, instituţii publice şi alţi agenţi economici.

Totodată, potrivit prevederilor HG nr.933/2004 şi ale Ordinelor Preşedintelui A.N.R.S.C. nr.233 şi nr.259/2004, care reglementează contorizarea consumatorilor racordaţi la sistemele publice centralizate de alimentare cu energie termică, A.N.R.S.C. a urmărit îndeplinirea modului de autorizare a prestatorilor de astfel de servicii.

Au fost transmise la A.N.R.S.C., spre analiză şi aprobare, de către operatorii furnizori de energie termică, 20 proceduri proprii de stabilire şi facturare a consumurilor de energie termică pentru consumatorii finali, din care 6 au fost aprobate, iar pentru celelalte s-au solicitat completări şi modificări în vederea respectării prevederilor legale.

ANRSC a autorizat deasemenea operatorii din domeniul montării şi exploatării sistemelor de repartizare a costurilor pentru încălzire şi apă caldă de consum în imobilele de tip condominiu respectând astfel cerinţele legislative în vigoare.

ANRSC a adoptat pe parcursul anului 2005 o serie de măsuri prin care să se realizeze:- liberalizarea pieţei utilităţilor publice şi eliminarea din legislaţie a tuturor barierelor

instituţionale care împiedică plasarea de capital în utilităţile publice, precum şi privatizarea acestora;

- ţinând cont de principiile descentralizării şi delegării, a standardizării şi responsabilităţii furnizării unei utilităţi publice şi a calităţii sale, a accesului nediscriminatoriu la aceste utilităţi, a fost publicată în MOF Legea serviciilor comunitare de utilităţi publice nr.51/2005, care va înlocui de la 1.01.2007, Legea serviciilor publice de gospodărire comunală nr.326/2001;

- promovarea unei relaţii contractuale echilibrate orientate către rezultate;- instituirea unui sistem de monitorizare şi evaluare a executării contractelor pentru servicii şi

utilităţi publice;- fixarea unui sistem de evaluare şi monitorizare a performanţelor serviciului public.

Masurile adoptate urmăresc armonizarea cu acquis-ul comunitar, prin:- extinderea sistemului public centralizat de alimentare cu căldură şi creşterea gradului de

acces al populaţiei la acest serviciu;- redefinirea conceptelor şi mecanismelor de protecţie socială a segmentelor defavorizate ale

populaţiei şi reconsiderarea raportului preţ/calitate;- promovarea principiilor economiei de piaţă şi reducerea gradului de monopol;- atragerea capitalului privat în finanţarea investiţiilor;- instituţionalizarea creditului local şi extinderea contribuţiei acestuia la finanţarea serviciului

public de alimentare cu căldură.

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 101

Tot pe parcursul aceluiaşi an, în conformitate cu obiectivele stabilite prin Planul de Măsuri Prioritare pentru Integrarea în Uniunea Europeană, ANRSC alături de Ministerul Administraţiei şi Internelor, a elaborat proiectul Legii energiei termice şi a colaborat la elaborarea Strategiei naţionale privind accelerarea dezvoltării serviciilor comunale de utilităţi publice.

ANRGN

Autoritatea Naţională de Reglementare în Domeniul Gazelor Naturale este o instituţie publică autonomă de interes naţional, cu personalitate juridică, aflată în coordonarea primului-ministru. Misiunea autorităţii constă în elaborarea, aplicarea şi monitorizarea respectării sistemului de reglementări obligatorii la nivel naţional, necesar funcţionării sectorului şi a pieţei gazelor naturale în condiţii de eficienţă, siguranţă, concurenţă, transparenţă, tratament nediscriminatoriu al participanţilor la piaţa de gaze naturale şi de protecţie a consumatorilor şi a mediului.

Independenţa decizională permite ANRGN să-şi desfăşoare activitatea în baza regulamentului propriu de organizare şi funcţionare, aprobat prin Decizia internă nr. 134/24.08.2004. Conducerea ANRGN este asigurată de un preşedinte şi un vicepreşedinte, numiţi de către primul-ministru al României, pentru un mandat de 5 ani. Această abordare este de natură a consolida poziţia ANRGN şi de a asigura echidistanţa acesteia faţă de celelalte instituţii ale statului, precum şi faţă de agenţii economici reglementaţi.

În exercitarea atribuţiilor sale, preşedintele emite ordine şi decizii. Ordinele şi deciziile cu caracter normativ se publică în Monitorul Oficial al României, Partea I, constituind legislaţia secundară în domeniu.

Principalele competenţe şi atribuţii ale ANRGN se regăsesc în cuprinsul Legii gazelor nr. 351/2004, modificată şi completată prin OUG nr. 116/2005 sunt:

- elaborează şi propune spre aprobare Guvernului Regulamentul privind acordarea autorizaţiilor şi licenţelor în sectorul gazelor naturale;

- elaborează şi aprobă reglementări şi norme tehnice la nivel naţional care stabilesc criteriile de siguranţă tehnică, cerinţele tehnice minime de proiectare, execuţie şi exploatare, necesare pentru funcţionarea în condiţii de eficienţă şi siguranţă a obiectivelor din domeniul gazelor naturale;

- elaborează, aprobă şi aplică reglementări pentru organizarea şi funcţionarea pieţei de gaze naturale, privind asigurarea continuităţii şi siguranţei alimentării cu gaze naturale a consumatorilor;

- asigură liberalizarea totală a pieţei interne de gaze naturale;- elaborează, aprobă şi aplică criterii şi metode pentru aprobarea preţurilor şi pentru stabilirea

tarifelor reglementate în sectorul gazelor naturale; - elaborează şi aprobă contractele-cadru pentru furnizarea gazelor naturale, contractele-cadru

pentru prestarea serviciilor de înmagazinare, de transport şi de distribuţie, precum şi contractele-cadru pentru activităţile conexe, desfăşurate în baza unor tarife reglementate;

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 102

- elaborează, aprobă şi urmăreşte aplicarea reglementărilor tehnice, comerciale, economice, operaţionale, cu caracter obligatoriu, referitoare la parametrii de calitate ai serviciilor de transport, tranzit, înmagazinare, stocare, dispecerizare, distribuţie şi furnizare a gazelor naturale;

- monitorizează:1. piaţa internă de gaze naturale;2. respectarea reglementărilor privind organizarea şi funcţionarea pieţei de gaze naturale,

etc- elaborează regulamentul de organizare şi funcţionare propriu şi stabileşte responsabilităţile

personalului, în conformitate cu dispoziţiile legale în vigoare;- derulează programe specifice, inclusiv programe de asistenţă şi expertiză conforme

domeniului de activitate, aprobate de Guvern; - creează baza de date necesară pentru desfăşurarea activităţii sale şi pentru furnizarea de

informaţii altor organisme implicate în elaborarea strategiei de dezvoltare a sectorului gazelor naturale, precum şi în activitatea de comerţ internaţional cu gaze naturale;

- colaborează cu:1. autorităţile de reglementare în domeniul gazelor naturale din alte state;2. organele de specialitate ale administraţiei publice centrale sau locale;3. asociaţiile consumatorilor de gaze naturale;4. operatorii de servicii din sectorul gazelor naturale,etc;

Activitatea de reglementare a ANRGN din anul 2005 s-a axat pe edificarea ansamblului legislaţiei secundare, în spiritul şi litera prevederilor Legii gazelor nr. 351/2004, având în vedere atât dispoziţiile legislaţiei primare existente, cât si propuneri şi observaţii ale agenţilor economici din sector.

La baza elaborării actelor normative din anul de referinţă 2005, ANRGN a avut în vedere atât prevederile legislaţiei primare, cât şi propunerile şi observaţiile venite din partea agenţilor economici, pornind de la Normele procedurale privind emiterea reglementărilor care stabilesc, în principal, tipurile de reglementări, programarea activităţii de elaborare, etapele, precum şi procedura de modificare şi/sau completare, respectiv abrogare, a acestora.

ANRGN contribuie la dezvoltarea şi eficientizarea sectorului gazelor naturale, atât prin emiterea legislaţiei secundare în sector, cât şi prin elaborarea unor proiecte de acte normative supuse spre aprobare şi adoptare Guvernului României.

Priorităţile legislative ale anului 2005 au fost legate de adoptarea reglementărilor care constituiau condiţionalităţi în vederea aderării României la Uniunea Europeană – UE.Un regim aparte l-au avut reglementările privind stabilirea tarifelor şi aprobarea preţurilor reglementate în sectorul gazelor naturale, acestea regăsinduse în cuprinsul a 67 ordine cu caracter normativ. Totodată, au fost emise alte 35 de reglementări cu caracter normativ.

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 103

După cum se poate observa, anul 2005 a avut o importanţă deosebită în ceea ce priveşte activitatea de reglementare, ANRGN intensificându-şi activitatea concomitemt cu ridicarrea calităţii actului de legiferare, pentru adoptarea actelor normative necesare accelerării procesului de armonizare cu aquis-ul comunitar şi consolidării sectorului gazelor naturale.

Principalele activităţi desfãşurate în cadrul ANRGN în anul 2005 au fost:

1) Continuarea procesului de liberalizare a pieţei interne a gazelor naturale

În vederea continuării procesului de liberalizare a pieţei în anul 2005 (gradul de deschidere previzionat fiind de 50%) şi de acreditare a noi consumatori eligibili, Regulamentul pentru acreditarea consumatorilor eligibili de gaze naturale a fost simplificat, prin Decizia preşedintelui ANRGN nr. 1346/11.11.2004, atât din punct de vedere al procedurii de acreditare, cât şi din punct de vedere al cerinţelor care trebuie îndeplinite de către consumatori în vederea obţinerii acreditării. Numărul consumatorilor eligibili acreditaţi a fost de 102, aceştia putând încheia contracte negociate începând cu luna ianuarie 2005.Ţinând cont de acest nivel, preşedintele ANRGN a emis Decizia nr. 1347 din 1 noiembrie 2004, prin care se stabileşte că volumul anual de gaze naturale destinat consumatorilor eligibili este de 9,15 mld. mc.

Prin HG nr. 1397/2005, s-a stabilit gradul de deschidere a pieţei interne a gazelor naturale, începând cu data de 1 ianuarie 2006, la un nivel de 65%.

2) Implementarea metodologiei de calcul a preţurilor şi a tarifelor reglementate

Tarifele pentru activităţile de transport şi înmagazinare subterană a gazelor naturale se stabilesc după o metodologie de tip „revenue-cap” iar pentru activităţile de distribuţie şi furnizare reglementată a gazelor naturale după o metodologie de tip „price-cap”. Metodologiile sunt inspirate din practica europeană în domeniu, fiind similare cu majoritatea celor utilizate de autorităţile de reglementare din ţări cu pieţe ale gazelor naturale dezvoltate.

Tarifele/preţurile reglementate se stabilesc pentru o perioadă determinată de 3 – 5 ani, numită perioadă de reglementare. În cadrul acestei perioade, anual, se realizează ajustări, în funcţie de indicele de inflaţie şi de un factor de eficienţă.

Luând în considerare impactul creşterii preţurilor asupra consumatorilor, în special asupra populaţiei, ANRGN a luat hotărârea să amâne, până la 1 aprilie 2005, aplicarea prevederilor metodologiei privind diferenţierea tarifelor şi a preţurilor finale reglementate pe operatori şi categorii de consumatori.

În consecinţă, nivelurile preţurilor reglementate au fost majorate începând cu ianuarie 2005, cu un procent de 5%, pentru a se asigura acoperirea costurilor de achiziţie a gazelor naturale din

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 104

producţia internă şi din import previzionate de ANRGN şi pentru a se asigura operatorilor de distribuţie un nivel mediu al veniturilor reglementate unitare recunoscute de autoritate.

3) Emiterea de reglementări comerciale şi tehnice

În cursul anului 2005, cadrul de reglementare în domeniul gazelor naturale a suferit modificări importante, ca urmare a necesităţii promovării şi aplicării unor acte normative, având în vedere prevederile Legii gazelor nr. 351/2004, cu modificările şi completările ulterioare

Activitatea Direcţiei de Reglementări Comerciale, Protecţia Consumatorilor şi, respectiv, a Serviciului Metodologii, Contracte, de elaborare a reglementărilor comerciale în anul 2005, s-a materializat prin adoptarea de decizii ale preşedintelui ANRGN, cu privire la:- aprobarea contractelor-cadru de furnizare reglementată a gazelor naturale pentru

consumatorii captivi prin Decizia nr. 182/10.03.2005, privind aprobarea contractului-cadru de distributie a gazelor naturale, prin Decizia nr. 183/10.03.2005, modificată şi completată prin Decizia nr. 402/09.05.2005 şi prin prin Decizia nr. 459/09.06.2005;

- aprobarea Condiţiilor generale de contractare pentru consumatorii captivi de gaze naturale, prin Decizia nr. 308/30.03.2005, modificate şi completae prin Decizia nr. 458/09.06.2005

- aprobarea Condiţiilor generale de contractare a serviciilor de distribuţie a gazelor naturale, prin Decizia nr. 309/30.03.2005;

- modificarea şi completarea contractului-cadru de transport al gazelor naturale prin modificarea şi completarea contractelor-cadru de furnizare reglementată a gazelor naturale pentru consumatorii captivi prin, Decizia nr. 457/09.06.2005;

ANRGN a elaborat sau a revizuit, cu sprijinul operatorilor licenţiaţi şi cu consultarea factorilor interesaţi, următoarele reglementări tehnice:- Regulament privind managementul congestiilor contractuale din Sistemul Naţional de

Transport;- Regulament de măsurare a cantităţilor de gaze tranzacţionate la consumatorii captivi;- Regulament de măsurare a cantităţilor de gaze tranzacţionate pe piaţa angro.

Pentru orizontul de timp 2006-2008, obiectivul principal al ANRGN îl constituie integrarea pieţei interne în piaţa europeană a gazelor naturale, prin realizarea angajamentelor cuprinse în documentele negociate de Guvernul României cu organismele internaţionale (Comisia Europeană, FMI).

Direcţii strategice:1. Crearea unei concurenţe reale la nivelul furnizorilor pe piaţa angro, prin:continuarea liberalizării pieţei, respectându-se şi prevederile Directivei Europene a gazelor

55/2003/EC, astfel:- 75% la 01.07.2006;- 100% pentru consumatorii non-casnici la 01.01.2007;- 100% pentru toţi consumatorii (inclusiv casnicii) la 01.07.2007.

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 105

- dezvoltarea concurenţei la nivelul furnizorilor de gaze, astfel încât aceştia să poată vinde cantităţile de gaze de care dispun în condiţii similare, fără a exista diferenţe majore, în special din punct de vedere al preţurilor.

În consecinţă, este necesară o creştere graduală a preţurilor de valorificare a gazelor naturale din producţia internă, pentru ca, la momentul liberalizării complete a pieţei, acestea să fie furnizate la preţuri comparabile cu cele din import. Astfel, preţurile de furnizare pe piaţa angro vor putea fi stabilite în funcţie de cotaţiile combustibililor alternativi şi pentru gazele naturale din producţie internă.

2. Implementarea metodologiei de atestare tehnică a echipamentelor, aparatelor, instalaţiilor, produselor şi procedeelor utilizate în domeniu, pentru:

- asigurarea unui nivel superior de performanţă pentru infrastructura aferentă obiectivelor din producţia, înmagazinarea subterană, transportul şi distribuţia gazelor naturale;

- creşterea siguranţei în exploatare a acestor obiective.

3. Armonizarea legislaţiei secundare din domeniu, în scopul adaptării la cerinţele acquis- ului comunitar în perspectiva aderării ţării noastre la Uniunea Europeană; în acest sens, în următoarea perioadă, ANRGN va promova următoarele acte normative, în conformitate cu prevederile Documentului Complementar de Poziţie privind Capitolul 14 – Energie:

- Standarde de performanţă pentru serviciile de transport şi distribuţie a gazelor naturale;- Regulamentul privind desemnarea furnizorului de ultimă instanţă pentru consumatorii

conectaţi la reţeaua de gaze naturale.

4. Continuarea procesului de majorare a preţurilor finale reglementate, astfel încât să se asigure o creştere graduală a preţului de valorificare a producţiei interne.

5. Realizarea separării legale a activităţilor de distribuţie şi furnizare a gazelor naturale, termenul final fiind 01.07.2007.

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 106

CAPITOLUL 6. ROLUL ADMINISTRAŢIEI LOCALE ÎN ASIGURAREA ÎNCĂLZIRII MUNICIPIULUI PLOIEŞTI

Municipiul Ploieşti este unitate administrativ – teritorială în care se exercită autonomia locală, delimitată teritorial prin lege.

Autorităţile administraţiei publice ale Municipiului Ploieşti sunt Consiliul Local Municipal, ca autoritate deliberativă şi primarul, ca autoritate executivă.

6.1 Responsabilităţile autorităţii administratiei publice locale in asigurarea incalzirii Municipiului Ploieşti

Atribuţiile şi responsabilităţile ce revin administraţiei publice locale in domeniul alimentarii cu energie termica a localitatilor, sunt reglementate de Legea serviciului public de alimentare cu energie termică nr.325/2006.

Conform acestui act legislativ, autoritatea administraţiei publice locale are competenţă exclusivă, în tot ceea ce priveşte înfiinţarea, organizarea, coordonarea, monitorizarea şi controlul funcţionării serviciilor de utilităţi publice, precum şi în ceea ce priveşte crearea, dezvoltarea, modernizarea, administrarea şi exploatarea bunurilor proprietate publică sau privată a unităţilor administrativ-teritoriale, aferente sistemelor de utilităţi publice.

În asigurarea serviciului public de alimentare cu energie termicã autoritãţile administraţiei publice locale au, în principal, următoarele atribuţii:a) asigurarea continuitãţii serviciului public de alimentare cu energie termicã la nivelul unitãţilor administrativ-teritoriale;b) elaborarea anualã a programului propriu în domeniul energiei termice, corelat cu programul propriu de eficienţã energeticã şi aprobat prin hotãrâre a consiliului local, judeţean sau a Consiliului General al Municipiului Bucureşti ori a asociaţiei de dezvoltarec) înfiinţarea unui compartiment energetic în cadrul aparatului propriu, în condiţiile legii;d) aprobarea, în condiţiile legii, în termen de maximum 30 de zile, a propunerilor privind nivelul preţului local al energiei termice cãtre utilizatorii de energie termicã, înaintate de cãtre operatorii serviciului;e) aprobarea, în condiţiile legii, a preţului local pentru populaţie;f) aprobarea programului de dezvoltare, modernizare şi contorizare a sistemul de alimentare centralizatã cu energie termicã (SACET), care trebuie sã cuprindã atât surse de finanţare, cât şi termen de finalizare, pe baza datelor furnizate de operatorii serviciului;g) asigurarea condiţiilor pentru întocmirea studiilor privind evaluarea potenţialului local al resurselor regenerabile de energie şi alh) exercitarea controlului serviciului public de alimentare cu energie termicã, în condiţiile legii;

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 107

i) stabilirea zonelor unitare de încãlzire, pe baza studiilor de fezabilitate privind dezvoltarea regionalã, aprobate prin hotãrâre a consiliului local, a consiliului judeţean sau a Consiliului General al Municipiului Bucureşti ori a asociaţiei de dezvoltare comunitarã,j) urmãreşte instituirea de cãtre operatorul serviciului a zonelor de protecţie şi siguranţã a SACET, în condiţiile legii;k) urmãreşte elaborarea şi aprobarea programelor de contorizare la nivelul branşamentului termic al utilizatorilor de energie termicã racordaţi la SACET.

În exercitarea competenţelor şi atribuţiilor ce le revin în sfera serviciilor de utilităţi publice, autoritatea administraţiei publice locale adoptă hotărâri în legătură cu: a) elaborarea şi aprobarea strategiilor proprii privind dezvoltarea serviciilor, a programelor de reabilitare, extindere şi modernizare a sistemelor de utilităţi publice existente, precum şi a programelor de înfiinţare a unor noi sisteme, inclusiv cu consultarea operatorilor; b) coordonarea proiectării şi execuţiei lucrărilor tehnico-edilitare, în scopul realizării acestora într-o concepţie unitară şi corelată cu programele de dezvoltare economico-socială a localităţilor, de amenajare a teritoriului, urbanism şi mediu; c) asocierea intercomunitară în vederea înfiinţării, organizării, gestionării şi exploatării în interes comun a unor servicii, inclusiv pentru finanţarea şi realizarea obiectivelor de investiţii specifice sistemelor de utilităţi publice; d) delegarea gestiunii serviciilor, precum şi darea în administrare sau concesionarea bunurilor proprietate publică şi/sau privată a unităţilor administrativ-teritoriale, ce constituie infrastructura tehnico-edilitară aferentă serviciilor; e) contractarea sau garantarea împrumuturilor pentru finanţarea programelor de investiţii în vederea dezvoltării, reabilitării şi modernizării sistemelor existente; f) garantarea, în condiţiile legii, a împrumuturilor contractate de operatorii serviciilor de utilităţi publice în vederea înfiinţării sau dezvoltării infrastructurii tehnico-edilitare aferente serviciilor; g) elaborarea şi aprobarea regulamentelor serviciilor, pe baza regulamentelor-cadru ale serviciilor, elaborate şi aprobate de autorităţile de reglementare competente; h) stabilirea, ajustarea, modificarea şi aprobarea preţurilor, tarifelor şi taxelor speciale, cu respectarea normelor metodologice elaborate şi aprobate de autorităţile de reglementare competente; i) aprobarea stabilirii, ajustării sau modificării preţurilor şi tarifelor pentru serviciile de utilităţi publice; j) restrângerea ariilor în care se manifestă condiţiile de monopol; k) protecţia şi conservarea mediului natural şi construit.

În ceea ce priveşte raporturile juridice dintre autoritatea administraţiei publice locale şi utilizatorii serviciilor de utilităţi publice, se identifică următoarele obligaţii ale autorităţii: a) să asigure gestionarea şi administrarea serviciilor de utilităţi publice pe criterii de competitivitate şi eficienţă economică şi managerială, având ca obiectiv atingerea şi respectarea indicatorilor de performanţă a serviciului; b) să elaboreze şi să aprobe strategii proprii în vederea îmbunătăţirii şi dezvoltării serviciilor de utilităţi publice, utilizând principiul planificării strategice multianuale;

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 108

c) să promoveze dezvoltarea şi/sau reabilitarea infrastructurii tehnico-edilitare aferente sectorului serviciilor de utilităţi publice şi programe de protecţie a mediului pentru activităţile şi serviciile poluante; d) să adopte măsuri în vederea asigurării finanţării infrastructurii tehnico-edilitare aferente serviciilor; e) să consulte asociaţiile utilizatorilor în vederea stabilirii politicilor şi strategiilor locale şi a modalităţilor de organizare şi funcţionare a serviciilor; f) să monitorizeze şi să controleze modul de respectare a obligaţiilor şi responsabilităţilor asumate de operatori prin contractele de delegare a gestiunii

6.2 Protecţia socială şi ajutoarele pentru utilităţi

Rolul principal în protecţia socialã a populaţiei revine Ministerului Muncii, Solidaritãţii Sociale şi Familiei care asigurã asistenţa socialã prin acordarea de ajutoare pentru încãlzirea locuinţei familiilor şi persoanelor singure cu venituri reduse, în scopul degrevãrii bugetelor de familie de efortul plãţii cheltuielilor crescute, de întreţinere a locuinţei.

Conform OUG nr.57/2006 pentru modificarea OUG nr. 5/2003 privind acordarea de ajutoare pentru încãlzirea locuinţei, precum şi a unor facilitãţi populaţiei pentru plata energiei termice, s-a impus adoptarea unor mãsuri prin instituirea, începand cu sezonul rece 1 noiembrie 2006 - 31 martie 2007, a unui nou sistem de acordare a ajutoarelor pentru încãlzirea locuinţei, mult mai flexibil şi cu impact direct asupra familiilor defavorizate.

Agenţii economici şi serviciile publice producători şi/sau distribuitori de energie termică în sistem centralizat (furnizori de energie termică) stabilesc pe bază de contract, împreună cu asociaţiile de proprietari/chiriaşi sau cu persoane fizice (titulari de contract de furnizare a energiei termice), modul de facturare şi de plată a contravalorii energiei termice consumate, după cum urmează: - facturarea şi plata în tranşe lunare egale pe perioada unui an calendaristic, pe baza

cantităţilor medii lunare de energie termică consumată efectiv în anul calendaristic anterior;- facturarea şi plata în tranşe lunare egale, stabilite diferenţiat în perioada sezonului rece şi în

restul anului, pe perioada unui an calendaristic, pe baza cantităţilor medii lunare de energie termică consumată efectiv în perioadele corespunzătoare ale anului calendaristic anterior;

- facturarea şi plata lunară pe baza consumului efectiv.

Astfel, familiile si persoanele singure cu venituri reduse, care utilizeazã pentru încãlzirea locuinţei energie termicã furnizatã în sistem centralizat, beneficiazã de ajutor lunar pentru încãlzirea locuinţei prin compensarea procentualã a valorii efective a facturii la energie termicã.

În funcţie de veniturile medii nete lunare pe membru de familie, compensarea prevazutã se acordã dupã cum urmeazã:- în proporţie de 90% pentru familie, în situaţia în care venitul net mediu lunar pe membru de

familie, respectiv al persoanei singure, se situeaza pânã la 125 lei;

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 109

- în proporţie de 80% pentru familie, în situaţia în care venitul net mediu lunar pe membru de familie, respectiv al persoanei singure, se situeazã între 125 lei şi 170 lei;







- în proporţie de 10% pentru familie, în situaţia în care venitul net mediu lunar pe membru de familie, respectiv al persoanei singure, se situeazã între 440 lei şi 500 lei.

Persoanele singure ale cãror venituri se situeazã în limitele prevãzute, beneficiazã de o compensare mai mare cu 10% fata de proporţiile stabilite pentru familie.

Fondurile necesare plăţii ajutorului pentru încălzirea locuinţei prevăzut mai sus se suportă din bugetul de stat, prin bugetul Ministerului Muncii, Solidaritatii Sociale şi Familiei.

Compensarea se acordã pe o perioadã de 5 luni în situaţia în care beneficiarii au optat pentru facturarea şi plata în tranşe lunare egale, stabilite diferenţiat în perioada sezonului rece şi în restul anului, pe perioada unui an calendaristic, pe baza cantităţilor medii lunare de energie termică consumată efectiv în perioadele corespunzătoare ale anului calendaristic anterior;

În vederea stabilirii ajutorului lunar pentru încãlzirea locuinţei în condiţii de echitate se instituie zone de temperaturã. Judeţul Prahova este localizat în zona temperată (cf. O.U.nr. 57/2006).

Consumul lunar maxim, stabilit pe tipuri de apartamente pentru zona temperată, (cf. O.U.nr. 57/2006) sunt prezentate în tabelul urmãtor:

Tipul apartamentului Consum maxim lunar (Gcal)

1 camera 0,912 camere 1,363 camere 1,764 camere 2,45

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 110

CAPITOLUL 7. PIAŢA DE ENERGIE ELECTRICĂ ŞI TERMICĂ

7.1 Contextul sectorial

Prioritatea acordată cogenerării este importantă în contextul creşterii competiţiei pe piaţa de energie şi rezidǎ din avantajele sale principale, desprinse din experienţa acumulată până în prezent: Economie de combustibil primar; producerea combinată a energiei electrice şi termice în

instalaţia de cogenerare este considerabil mai eficientă decât producerea aceloraşi cantităţi de energie electrică şi termicǎ separat în centrale electrice şi centrale termice clasice.

Reducerea poluǎrii atmosferice; eficienţa ridicată a utilizării combustibilului are un impact pozitiv asupra mediului, emisiile de gaze de ardere fiind mai reduse decât în cazul oricărei alte metode de producere a energiei. De aceea extinderea cogenerării poate fi un instrument de bază în îndeplinirea programelor de reducere a poluării şi mai ales a emisiilor atmosferice de bioxid de carbon – pentru care, conform Protocolului de la Kyoto, România şi-a asumat un obiectiv de reducere cu 8% până în anul 2012 faţǎ de nivelul anului 1989.

Astfel, promovarea/extinderea sistemelor de cogenerare răspunde necesităţilor generale privind creşterea eficienţei energetice şi protecţia mediului inconjurator.

Pentru promovarea dezvoltarii unui sistem de cogenerare, trebuie avute in vedere urmatoarele: Distribuţie corespunzǎtoare a costurilor pentru o conformare la cerinţele pieţei de energie

electricǎ şi termicǎ; Alegerea combustibilului şi instituirea taxelor pentru mediul inconjurator intr-un mod în care

să sprijine cogenerarea urbană Introducerea unor reguli obiective si transparente pentru dezvoltarea de noi centrale de

cogenerare şi conectarea lor la reţelele de transport şi distribuţie.

Efectele cogenerării sunt cunoscute în ţara noastră, sistemul energetic naţional incluzând un număr important de centrale de cogenerare cu turbine cu abur de puteri mari. În România, aproximativ 40 % din energia electrică este produsă în centrale de cogenerare.

Starea actualǎ a sectorului energetic se caracterizeazǎ prin: eficienţǎ redusă în utilizarea surselor de energie, grad înalt de uzurǎ a instalaţiilor şi echipamentelor, fapt ce conduce la pierderi deosebit de

mari şi nejustificate, suportate în final de către consumatori randamente tehnico-economice scǎzute costuri mari de exploatare şi întreţinere impact negativ asupra mediului

Adaptarea la legislaţia europeană privind protecţia mediului (Directiva UE 93/76 – privind limitarea emisiilor poluante prin creşterea eficienţei energetice), obligǎ ţara noastră să adopte

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 111

unele măsuri de restructurare a sectorului energetic, în vederea creşterii eficienţei utilizării energiei electrice şi limitǎrii emisiilor poluante.

Aceste mǎsuri se pot concretiza fie prin aducerea instalaţiilor energetice la nivelul tehnologic actual pe plan mondial prin lucrǎri de retehnologizare, reabilitare şi/sau modernizare, fie prin realizarea unor capacităţi noi atât în sectoarele de producţie, cât şi în cele de transport şi distribuţie.

Piaţa energiei electrice din România va evolua spre o piaţa deschisă transnaţională şi integrată cu piaţa energetică a Uniunii Europene.

Piaţa energiei termice va rămâne intrinsec o piaţa locală ce va evolua în sensul demonopolizării locale.

Formarea/Consolidarea pieţelor de energie electrică şi termică se va realiza funcţie de continuarea procesului de restructurare şi privatizare a companiilor de producere şi distribuţie din sector.

Actuala politică energeticǎ este marcată de dezvoltarea sectorului energetic orientat spre economia de piaţă. În perioada ultimilor ani sectorul energiei electrice şi termice din România s-a restructurat profund, obiectivele principale ale acestei restructurări fiind: creşterea eficienţei, reducerea costurilor, atragerea de investiţii private, utilizarea eficientă a resurselor naţionale disponibile.

7.2 Piaţa de energie electrică din România

7.2.1 Prezentare generalǎ

La nivel global există preocupări pentru dezvoltarea durabilă în sectorul energetic prin asigurarea siguranţei în furnizare şi respectarea normelor privind protecţia mediului înconjurător.

În contextul unei Uniuni Europene cu noi membri, există cerinţe ferme, în special în domeniul producerii energiei electrice, cu privire la cantitate de combustibil disponibilă ce se va utiliza în viitor (inclusiv sursele regenerabile, nucleare, gazele naturale şi cărbunele) pentru acoperirea cererii de energie în limita respectării condiţiilor de protecţie a mediului.

Viziunea strategică a României la orizontul integrării în UE, inclusiv pentru sectorul energetic, este cea a unei ţări membre a UE, care şi-a însuşit şi pus în aplicare acquis-ul comunitar, iar piaţa românească va fi parte a marii pieţe comunitare de energie. Aceasta va trebui să fie o piaţă concurenţială, în primul rând la nivel naţional şi mai apoi la nivel european, o piaţă în care ponderea consumatorilor eligibili va fi predominantă, o piaţă în care marea majoritate a

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 112

activităţilor de producere, distribuţie şi furnizare se vor realiza în sectorul privat şi nu în cel de stat. Strategiile de companie şi managementul activităţilor curente vor avea în centrul lor tradingul şi managementul adecvat al riscurilor (în primul rând strategiile comerciale şi financiare). Politica energetică a României va fi sincronizată cu politica comunitară, care va pune accent pe siguranţă, eficienţă, protecţia mediului şi drepturile consumatorilor, obiective realizabile prin mecanisme concurenţiale şi o reglementare eficientă şi echilibrată. Piaţa europeană va fi dominată de un număr de megacompanii, holdinguri internaţionale.

Politica energetică a României în perioada 2006-2009 are în vedere în domeniul energetic acţiuni concrete, de natură să permită o mai bună pregătire pentru îndeplinirea exigenţelor solicitate de acquis-ul comunitar, şi anume: - Îmbunătăţirea cadrului instituţional; - Eliminarea distorsiunilor care afectează concurenţa pe piaţă;- Obţinerea unei competitivităţi reale în domeniul energetic.

Atingerea obiectivelor implică aplicarea unor măsuri specifice pentru fiecare segment din domeniul energetic.

Consumul de energie primară al României a crescut cu cca 7% în perioada 2000 – 2004, fiind de circa 41 Mtep la nivelul anului 2005.

Contribuţia principalelor forme de energie la acoperirea consumului brut în această perioadă a înregistrat variaţii nesemnificative.

Gazele naturale contribuie cu cota cea mai mare (35 – 39%), la acoperirea consumului, urmate de produsele petroliere (23,0 – 28,5%), cărbune (20,5 – 25,4%) şi energie hidroelectrică (2,4 – 3,1%).

Consumul final de energie al României a crescut cu cca 19% în perioada 2000 – 2004, fiind de cca 28,5 Mtep la nivelul anului 2005.Industria, inclusiv construcţiile, continuă să fie cel mai mare consumator de energie (40,7 – 45,5%), urmată de populaţie (29 – 38%), sectorul transport (15,9 – 21,6%) şi sectorul servicii (3,7 – 7,4%), în timp ce agricultura este un consumator nesemnificativ.

Producţia internă de resurse energetice primare a variat în jurul valorii de 28,0 Mtep în perioada 2000 – 2004. În aceste condiţii satisfacerea necesarului de consum a impus majorarea importului de resurse energetice primare de la valoarea de 10,9 Mtep în 2000 la circa 15,5 Mtep în 2005. Gradul de independenţă energetică variind în limitele 71 – 76%.

Consumul final de energie electrică a crescut cu circa 12% în perioada 2000 – 2004 atingând valoarea de 49,2 TWh la nivelul anului 2004.

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 113

Industria, inclusiv construcţiile, continuă să fie cel mai mare consumator de energie electrică (65 – 72%), urmată de populaţie (16,5%), sectorul servicii (6 – 12%) şi sectorul transport (3 – 4,2%).

Sectorul energetic reprezintǎ o infrastructurǎ strategicǎ de bazǎ a economiei naţionale, pe care se fundamenteazǎ întreaga dezvoltare a ţǎrii.

În prezent, sectorul energiei electrice din România este caracterizat de următoarele probleme cheie : Tendinţa de creştere a consumului de energie in Romania pe termen mediu si lung impune

nevoia economisirii energiei prin scăderea intensităţii energetice la nivelul ţărilor din UE, şi implicit a creşterii eficienţei energetice pe intregul lanţ resurse naturale – producere, transport, distribuţie şi utilizare finalǎ a energiei electrice şi termice.

Integrarea sistemului energetic în structurile europene impune dezvoltarea durabilă a acestuia. Investiţiile în sectorul energetic necesită fonduri importante, cu implicaţii majore pe termen lung, atât in companii cât şi la nivelul consumatorilor. Pentru a dezvolta un mediu concurenţial cat mai puternic trebuie atrase investiţii prin continuarea procesului de privatizare, accesarea de fonduri financiare, acordarea de stimulente financiare

Reabilitarea/retehnologizarea capacităţilor energetice cu grad de uzurǎ ridicat sau care utilizeazǎ tehnologii invechite, sau inchiderea celor nerentabile; promovarea investiţiilor private in noi capacitǎţi de producţie bazate pe cogenerare şi resurse regenerabile, cu luarea în considerare a impactului social şi protecţia mediului.

Îmbunătăţirea cadrului legal şi de reglementări, a modelului de piaţă şi structurii pieţei, implementarea cerinţelor acquis-ului comunitar astfel încât piaţa română de energie electrică şi gaze naturale să fie o piaţă competitivă în cadrul pieţei UE

Costurile ridicate ale măsurilor de protecţie a mediului la majoritatea centralelor termoelectrice faţă de cerinţele UE.

Un grad încă redus de valorificare a resurselor regenerabile (energie solară, biomasă şi eoliană)

Pierderi mari in retele de transport şi distribuţie energie electrică/ termică.

Totodatǎ sectorul energiei electrice din România, beneficiazǎ de :Structurǎ diversificatǎ de producereRezervǎ de putere instalatǎReţele de transport şi distribuţie bine dezvoltatePersonal de exploatare competent

Piaţa de energie electrică reprezintă cadrul de organizare în care se tranzacţionează energia electrică şi serviciile asociate.

Piaţa de energie electrică este reglementatǎ de Autoritatea Naţională de Rglementare în Domeniul Energiei (ANRE).

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 114

ANRE este o instituţie publică autonomă de interes naţional cu personalitate juridicǎ, având misiunea de a crea şi aplica sistemul de reglementǎri, necesar funcţionǎrii sectorului şi pieţei energiei electrice şi termice in condiţii de eficienţă, concurenţă, transparenţă si protecţie a consumatorilor.

În îndeplinirea atribuţiilor si competenţelor sale ANRE colaborează cu autorităţi publice si organisme ale societăţii civile, agenţi economici din sectorul energiei electrice si termice, cu organizaţii internaţionale din domeniu, astfel încât sa fie asigurată armonizarea intereselor specifice şi transparenţa procesului de reglementare .

În prezent există două pieţe distincte, reglementate prin legislaţia secundară elaborată de ANRE, fiecare fiind compartimentată într-o zonă reglementată şi una concurenţială, astfel:

1) Piaţa angro, destinată tranzacţionării energiei electrice şi a serviciilor de sistem între participanţii la piaţă: Piaţa angro reglementată, destinată tranzacţionării energiei electrice şi serviciilor de

sistem pe baza contractelor reglementate (cu cantităţi ferme şi preţuri reglementate). Piaţa angro concurenţială, destinată tranzacţionării energiei electrice prin contracte

bilaterale şi prin licitaţie, având la rândul ei două componente:piaţa contractelor bilaterale între furnizori şi consumatori eligibili;piaţa spot, pe care energia electrică necontractată este tranzacţionată prin licitaţie, la Preţul Marginal de Sistem (PMS).

Referitor la relaţiile contractuale pe piaţa angro de energie electricǎ, principalele contracte-cadru existente pentru piaţa reglementatǎ, emise de ANRE, sunt urmǎtoarele:

contracte de portofoliu de vânzare/cumpǎrare a energiei electrice, cu cantitǎţi şi preţuri reglementate

contracte de vânzare/cumpǎrare pe termen lung a energiei electrice cu preţuri reglementate

contracte de achiziţie a energiei electrice de la un producǎtor independent/autoproducǎtor

contracte pentru transportul de energie electricǎ, asigurarea de servicii de sistem şi administrare piaţǎ

contracte de distribuţie energie electricǎ contracte de furnizare energie electricǎ

Pe piaţa angro concurenţialǎ, relaţiile comerciale sunt urmǎtoarele: contracte bilaterale de vânzare/cumpǎrare energie electricǎ, cu preţuri şi cantitǎţi

negociate tranzacţii pe piaţa spot pentru asigurarea echilibrului cerere-ofertǎ

România are o piaţǎ angro funcţionalǎ. Crearea unei pieţe interne funcţionale de electricitate se bazeazǎ pe:

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 115

restructurarea sectorului energetic, prin separarea activitǎţilor de producere, transport/dispecerizare şi distributie/furnizare;

liberalizarea pieţei prin accesul liber la reţelele de transport şi distribuţie corelat cu eligibilitatea consumatorilor, incurajând astfel introducerea concurenţei în sectoarele de furnizare şi producere;

implementarea unui cadru legislativ şi de tranzactionare a energiei, coerent şi transparent;

transpunerea prevederilor Directivei 54/EC/2003.

2) Piaţa cu amănuntul, pentru tranzacţiile de vânzare-cumpărare a energiei electrice către consumatorii finali: piaţa cu amănuntul reglementată, constituită pe baza contractelor de furnizare încheiate

între distribuitor/furnizor şi consumatorii captivi. piaţa cu amănuntul liberă, o piaţă a contractelor de achiziţie sau furnizare liber

negociate, încheiate între producătorii/furnizorii licenţiaţi şi consumatorii eligibili.

Piaţa de energie electricǎ s-a extins şi perfecţionat prin introducerea în 2005 de cǎtre operatorul pieţei de energie electricǎ -OPCOM a trei noi produse distincte: Piaţa pentru Ziua Urmãtoare; Piaţa Centralizatǎ a Contractelor Bilaterale; Piaţa Centralizatǎ a Certificatelor Verzi.

Deschiderea pieţei de energie electrică se realizează prin creşterea progresivă a ponderii pieţei concurenţiale, în conformitate cu prevederile strategiei şi politicii energetice şi se aprobă prin hotărâre a Guvernului. Până la începutul anului 2007, piaţa de energie trebuie să fie deschisă în proporţie de 100%, această liberalizare reprezentând o condiţie a aderării României la Uniunea Europeană.

Gradul de deschidere a pieţei de energie electrică se stabileşte de către Guvern. Început în anul 2000, procesul de deschidere a pieţei a avut următoarea evoluţie:

Act normativ Grad deschidere Prag eligibilitateHG 122/2000 10% 100 GWh/anHG 982/2000 15% 100 GWh/anHG 1272/2001 25% 40 GWh/anHG 48/2002 33% 40 GWh/anHG 1563/2003 40% 20 GWh/anHG 1823/2004 55% 9 GWh/an

HG 644/2005 83.5%

toţi consumatorii de energie electrică, cu excepţia consumatorilor casnici şi a celor asimilaţi acestora, sunt declaraţi drept consumatori eligibili de energie electrică. Piaţa de energie electricǎ pentru consumatorii casnici va fi liberalizatǎ în anul 2007.

EVOLUŢIA GRADULUI DE DESCHIDERE A PIEŢEI (2000-2007)

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0

2000 2000 2001 2002 2003 2004 Iulie 05 Iulie 07

10 10

6

1519

6

25

41

7

33

49

9

40

54

15

55

71

21

83.5

100

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Grad de deschidere a pietei de energie electrica

Numar de consumatori eligibili

Consum de energie electrica efectiv contractatde consumatorii eligibili/Consum final (%)


Pag. 116

Principalele reglementări stabilite de ANRE, care stau la baza existenţei consumatorilor eligibili pe piaţa de energie, sunt următoarele:- Ordinul 9/2005 privind acreditarea consumatorilor eligibili de energie electrică- Decizia 591/2002 - Ghid pentru vânzarea de energie electrică destinată consumatorilor eligibili- Decizia 83/2000 - Contract - cadru de furnizare a energiei electrice la consumatorii eligibili- Ghidul Consumatorului Eligibil

Pentru energia electrică consumată, consumatorilor finali de energie electrică li se aplică preţuri negociate (în cazul consumatorilor eligibili) sau tarife reglementate (în cazul consumatorilor captivi). Tarifele reglementate pentru energia electrică livrată consumatorilor captivi reflectă cheltuielile aferente activităţilor de producere, transport, servicii de sistem, distribuţie, furnizare şi taxele stabilite prin legislaţie.

Preţurile negociate între furnizori şi consumatorii eligibili pentru energia electrică livrată cuprind şi tarifele reglementate pentru activităţile de transport, servicii de sistem, distribuţie şi taxele stabilite prin legislaţie.

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 117

Piaţa de energie electrică complet deschisă se caracterizează prin posibilitatea fiecărui consumator de a-şi alege liber furnizorul şi a fiecărui furnizor de a incheia contracte negociate cu consumatorii al căror preţ este rezultatul raportului cerere/ofertă. Odată cu deschiderea totală a pieţei de energie electrică, ANRE va desemna furnizori de ultima optiune pentru consumatorii care nu-şi exercită dreptul de alegere a furnizorului.

Urmare a creşterii permanente a gradului de deschidere a pieţei de energie, concomitent cu scăderea pragului de eligibilitate, numărul consumatorilor eligibili de energie electrică a avut o evoluţie ascendentă, ajungând în prezent la peste 600000 consumatori eligibili (toţi consumatorii non-casnici).

Principalele reglementări stabilite de ANRE, care stau la baza existenţei acestor consumatori pe piaţa de energie, sunt următoarele:- Ordinul ANRE 21/2005 pentru aprobarea Procedurii privind schimbarea furnizorului de

energie electrică- Ordinul 09/ 2005 privind acreditarea consumatorilor eligibili de energie electrică- Dec. 591 / 2002-Ghid pentru vânzarea de energie electrică destinată consumatorilor eligibili- Dec. 83 /2000 -Contract - cadru de furnizare a energiei electrice la consumatorii eligibili- Ghidul Consumatorului Eligibil

Consolidarea pieţei de energie electrică este susţinută de continuarea procesului de restructurare şi începerea privatizării companiilor de producere şi distribuţie. Piaţa de energie electrică din România s-a liberalizat în urma procesului de mărire treptată a gradului de deschidere a pieţei de energie electrică şi a numărului de consumatori eligibili. Astfel, se promovează concurenţa între agenţii economici care desfăşoară activităţi de producere şi furnizare.

Avantajele procesului de restructurare şi liberalizare a sectorului energiei electrice sunt următoarele:

- încurajarea creşterii eficienţei energetice- îmbunătăţirea calităţii serviciilor furnizate- posibilitatea consumatorilor de a negocia contracte de furnizare a energiei electrice cu

furnizorii- asigurarea serviciilor în condiţii de transparenţă, obiectivitate şi nediscriminare- mentalităţi noi, specifice mediului concurenţial

NOUL COD COMERCIAL

Începând cu 1 iulie 2005, energia electrică se tranzacţionează angro prin contracte (reglementate, pentru cota corespunzătoare alimentării consumatorilor captivi şi consumurilor proprii tehnologice din reţele şi negociate, în rest) şi prin tranzacţii încheiate pe piaţa voluntară pentru ziua următoare – PZU. Diferenţele între cerere şi ofertă apărute în timp real sunt rezolvate

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 118

de către operatorul de sistem, prin acceptarea ofertelor realizate pe piaţa de echilibrare, participanţii asumându-şi responsabilitatea financiară pentru dezechilibrele înregistrate.

Primul pas a fost reprezentat de iniţierea unui nou cod comercial – Codul Comercial al Pieţei Angro de Energie Electrică, aprobat prin Ordinul ANRE nr. 25/2004 şi intrat în vigoare la data de 1 Ianuarie 2005, care conţine regulile necesare funcţionării pieţei. Pe data de 1 iulie 2005 a fost lansată noua platformă de tranzacţionare, ansamblul general al modelului de piaţă incluzând următoarele elemente:

Piaţa contractelor reglementate de energie electrică

Piaţa reglementată de energie electrică şi de servicii asociate funcţionează prin contracte comerciale, cu preţuri reglementate, încheiate între participanţii pe piaţa de energie electrică, respectiv între producători şi furnizorii consumatorilor captivi.

Pe piaţa reglementată de energie electrică şi servicii asociate, autoritatea competentă stabileşte cantităţile contractate în tranzacţiile angro dintre producători şi furnizori.

În cursul anului 2005, pe piaţa contractelor cu preţuri şi cantităţi reglementate s-a tranzacţionat cca 45% din energia electrică vândută de producători.

Pe piaţa reglementată, 55% din energia electrică s-a tranzacţionat de către producători pentru alimentarea consumatorilor captivi pe contracte de portofoliu, 16% pe contractul pe termen lung al producătorului nuclear, cca. 13% pe contracte la preţuri reglementate ale producătorilor independenţi/autoproducătorilor, iar pentru acoperirea pierderilor în reţele - 12% aferent pierderilor în distribuţie şi 4% aferent pierderilor în reţeaua de transport.

Piaţa contractelor bilaterale de energie electrică

Piaţa concurenţială de energie electrică funcţionează pe bază de:- contracte bilaterale negociate ale producătorilor de energie electrică cu furnizorii- contracte bilaterale negociate ale furnizorilor de energie electrică cu consumatorii eligibili- contracte de import şi de export al energiei electrice- tranzacţii prin licitaţie pe piaţa spot- tranzacţii de servicii specifice

În cursul anului 2005, pe piaţa concurenţială s-a tranzacţionat cca 55% din energia electrică vândută de producători.

Pe piaţa concurenţială, producătorii au tranzacţionat cca 10% din energia electrică pe contracte de furnizare cu consumatorii eligibili, 13% pentru export, 60% pe contracte negociate cu furnizori concurenţiali sau cu alţi producători, 15% pe piaţa spot/PZU şi 2% pe contracte negociate cu distribuitorii-furnizori ai consumatorilor captivi.

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 119

Piaţa pentru ziua următoare (PZU)

În afara contractelor, participanţii la piaţa angro de energie electrică au posibilitatea să participe la o piaţă fizică organizată cu o zi înaintea zilei de livrare. Această piaţă este administrată de către operatorul comercial OPCOM, aflat într-un proces de a deveni o bursă de energie electrică complet operaţională. S-a decis ca participarea la această piaţă să fie voluntară, cu nici o obligaţie pentru participanţi de a vinde sau a cumpăra în piaţa pentru ziua următoare.

Această piaţă se bazează pe oferte simple preţ-cantitate pentru fiecare interval orar de tranzacţionare al zilei următoare, reprezentând intenţia de a vinde sau a cumpăra, indiferent de licenţa de producător sau de furnizor. Un participant poate deţine chiar două poziţii diferite, de vânzare şi de cumpărare, pentru acelaşi interval, astfel putând fi permise diferite strategii de ofertare. Toate ofertele se realizează la nivelul portofoliului companiei care este considerată participant la piaţă, nespecificându-se unitatea care va produce.

Într-o evoluţie viitoare a pieţei pentru ziua următoare, participanţii vor putea transmite oferte de import si export. Tranzacţiile sunt încheiate la preţul de închidere a pieţei. Orice congestie apăruta pe liniile de interconexiune va fi gestionată prin fragmentarea pieţei, model similar cu cel folosit de Nord Pool în Scandinavia. Decontarea pentru piaţa pentru ziua următoare este responsabilitatea OPCOM în calitate de Operator de Decontare.

La sfârşitul anului 2005 pe piaţa pentru ziua următoare se tranzacţiona aproximativ 6% din consumul final de energie electrică din România.

Distribuitorii/furnizorii consumatorilor captivi au achiziţionat de pe piaţa angro o cantitate de energie electrică de 124852 TJ (34681 GWh), împărţită pe contracte conform figurii de mai jos:

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 120

Piaţa de echilibrare

Pe Piaţa de Echilibrare, Operatorul de Transport şi de Sistem cumpãrã şi / sau vinde energie electricã activã de la / către participanţii la piaţã deţinãtori de unitãţi / consumuri dispecerizabile, în scopul compensãrii abaterilor de la valorile programate ale producţiei şi consumului de energie electricã. Producătorii dispecerizabili sunt obligaţi să oferteze pe această piaţă, la Creştere de Putere întreaga cantitate de energie electrică disponibilă suplimentar faţã de cantitatea de energie electricã notificatã iar la Reducere de Putere întreaga cantitate de energie electrică notificată. Ofertele şi Tranzacţiile pe Piaţa de Echilibrare se fac la nivel de unitate / consum dispecerizabil. Piaţa de Echilibrare este administratã de Operatorul Pieţei de Echilibare.

Piaţa de echilibrare a început să funcţioneze începând cu luna iulie 2005. În luna decembrie pe piaţa de echilibrare operau 40 de Părţi Responsabile cu Echilibrarea - PRE - precum şi 21 de producători ce deţin un număr de 136 unităţi dispecerizabile.

Volumul lunar tranzacţionat pe piaţa de echilibrare, înregistrat în perioada de funcţionare iulie – decembrie 2005, s-a situat în intervalul 5 - 11% din consumul intern, dimensiunea dezechilibrelor la nivel de SEN fiind în strînsă legătură cu volumele tranzacţionate pe această piaţă. Volumul tranzacţionat reprezintă un indicator de evaluare a eficienţei pieţei de echilibrare, tranzacţionarea unui volum mic indicând faptul că piaţa şi-a atins scopul – acela de a realiza reglajul fin în

-10%

10%

30%

50%

70%

90%

Banat Dobrogea Moldova Munt Nord Munt Sud Oltenia Trans Nord Trans Sud

Tranzactii pe piata de echilibrare

Tranzactii pe piata pentru ziua urmatoare

Tranzactii pe piata contractelor negociate

Tranzactii pe piata de redistribuire

Tranzactii pe piata reglementata

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 121

vederea acoperirii necesarului de energie electrică. Dezechilibrele înregistrate evidenţiază disciplina participanţilor privind ordinele de dispecer date de către operatorul de transport şi de sistem, precum şi determinarea lor de a-şi prognoza cât mai corect funcţionarea.

În figura de mai jos sunt prezentate:- pentru perioada ianuarie 2005 – iunie 2005 - ponderea lunară a tranzacţiilor realizate pe

piaţa spot în totalul energiei tranzacţionate pe piaţa angro;- pentru perioada iulie - decembrie 2005 - ponderea lunară a tranzacţiilor pe PZU respectiv pe

piaţa de echilibrare în consumul intern.

Se constată că, volumul lunar tranzacţionat pe PZU în anul 2005 s-a situat la un nivel superior valorii de 5% din consumul intern, ceea ce semnifică o lichiditate acceptabilă a acestei pieţe, mai ales în condiţiile în care aceasta a devenit voluntară, începând cu 1 iulie 2005. Se observă directa influenţă a condiţiilor hidrologice asupra preţului spot.

Pe total, achiziţiile de energie electrică pe piaţa reglementată au reprezentat 72%, restul cantităţii, reprezentând 28%, fiind achiziţionată pe piaţa concurenţială. Preţul mediu de achiziţionare a energiei electrice a fost de 134,88 RON/MWh.

Piaţa de servicii de sistem tehnologice

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 122

Asigurarea unei cantitãţi suficiente de Servicii de Sistem tehnologice disponibilã pentru Operatorului de Transport şi de Sistem, respectiv pentru Operatorii de Distribuþie, se realizeazã de regulã prin mecanisme nediscriminatorii de piaţã – licitaţii pe perioade determinate şi/sau contracte bilaterale. Asigurarea reglajului primar şi menţinerea disponibilitãţii rezervei de reglaj primar sunt obligatorii pentru toţi producãtorii de energie electricã în conformitate cu prevederile Codului Tehnic al Reţelei Electrice de Transport. Producãtorii care au contractat Servicii de Sistem Tehnologice (rezerva de reglaj secundar şi rezerva de reglaj terţiar) sunt obligaţi sã ofere pe Piaţa de Echilibrare cel puþin cantitãţile de energie electricã corespunzãtoare volumelor de servicii de sistem tehnologice contractate.

În 2005, întrucât s-a constatat o concentrare mare pe piaţa de servicii de sistem, contractele pentru asigurarea rezervelor încheiate între producători şi operatorul de sistem au rămas reglementate până la creşterea concurenţei pe aceste pieţe şi a maturizării participanţilor.

Producţia prioritară

Codul comercial conţine prevederi prin care anumiţi producători sunt calificaţi pentru producţia prioritară. Aceasta producţie poate fi contractată sau oferită pe piaţa pentru ziua următoare folosind preţuri de ofertare rezervate, la nivelul cel mai scăzut al scalei de preţ. Aceste preţuri scăzute permise doar pentru producţia prioritară nu pot fi folosite în ofertă de către ceilalţi participanţi la piaţă, obligaţi să oferteze peste aceste preţuri. Acest mecanism va fi utilizat pentru a promova sursele de energie regenerabilă, precum şi cogenerarea.

Regulile Producţiei Prioritare, aplicate numai Producãtorilor cãrora li s-au acordat legal drepturi preferenţiale, asigurã:

- definirea Producţiei Prioritare - înregistrarea Unitãţilor de Producţie calificate pentru Producţie Prioritară- notificarea Producţiei Prioritare- ofertarea unitãţilor calificate pentru Producţie Prioritară pe Piaţa pentru Ziua Următoare

(PZU)- decontarea Producţiei Prioritare

Aceste reguli se stabilesc pentru douã tipuri de Producţie Prioritarã, respectiv: - pentru Producţia Prioritară Controlabilã - cuprinde producţia de energie electrică a Unitãţilor

de Producţie care nu sunt atestate pentru Producţie Prioritarã Necontrolabilã - pentru Producţia Prioritară Necontrolabilã - cuprinde Unitãţile de Producţie la care

Producãtorul nu poate gestiona în mod activ producţia realã a unitãţii pentru a asigura conformitatea cu producţia programatã notificatã în avans conform prevederilor

În anul 2004 a apãrut Ordinul 33 care aprobã Regulamentul de calificare a producţiei prioritare de energie electrică. Acest ordin stabileşte:

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 123

- cerinţele şi documentele necesare în vederea înregistrării şi calificării de către ANRE a Configuraţiilor de Producţie Prioritară din surse regenerabile în cogenerare

- cantitatea totală de energie electrică şi capacitatea electrică aferente Configuraţiilor Calificate pentru Producţie Prioritară din surse regenerabile, care beneficiază de avantajele Schemei suport pentru producţia din Surse Regenerabile de Energie;

- cantitatea totală de energie electrică şi capacitatea electrică aferente Configuraţiilor Calificate pentru Producţie Prioritară în cogenerare, care beneficiază de avantajele Schemei suport pentru producţia eficientă în cogenerare;

- drepturile şi obligaţiile ce revin producătorilor calificaţi

Programarea

După închiderea pieţei pentru ziua următoare, fiecare participant notifică operatorului de sistem programul producerii / consumului pentru fiecare unitate dispecerizabilă / consum, producţia / consumul agregat, exporturi, importuri, schimburile în bloc nete cu alţi participanţi pentru fiecare interval de dispecerizare al zilei următoare. În concordanţă cu practicile europene, noul cod comercial stipulează existenţa Părţilor Responsabile cu Echilibrarea. Fiecare PRE poate fi constituită din unul sau mai mulţi participanţi la piaţă (producător sau furnizor). Pentru programare, PRE-ul furnizează informaţia agregată cu privire la producere, consum, export, import, precum şi tranzacţiile cu alte PRE-uri. Similar, circulaţia reală de energie electrică (producţia / consumul) este agregată pentru fiecare PRE pentru a determina deviaţia de la programul notificat. Dezechilibrele sunt determinate ca diferenţa dintre suma cantităţilor de energie electrică din contracte şi cantităţile măsurate pentru fiecare PRE. Aceste dezechilibre sunt decontate pe baza preţurilor din piaţa de echilibrare. Prin impunerea penalităţilor, în funcţie de mărimea dezechilibrelor şi momentul pre-notificării acestora, producătorii sunt stimulaţi să urmeze programul notificat către operatorul de sistem şi de transport.

Introducerea mecanismelor de plată a capacităţilor

Experienţa a arătat că pieţele de energie electrică nu sunt suficient de atractive pentru a asigura cantitatea optimă în ceea ce priveşte capacitatea de producere. „Foaia de parcurs” prevede introducerea mecanismului de capacităţi, care recompensează producătorii pentru oferirea în piaţă a capacităţii de producere necesară. Este de aşteptat ca instrumentul de implementare să fie contractele de siguranţă în exploatare.

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 124

BURSA DE ENERGIE ELECTRICĂ

Bursa de energie electrică din România

OPCOM – operatorul pieţei de energie electrică din România a devenit o bursă de energie pentru piaţa fizică de energie începând cu 2005.In consecinţă, obiectivele prioritate pentru OPCOM sunt:- implementarea regulilor Noului Cod Comercial- redefinirea structurii organizatorice- definirea aranjamentelor pentru o comunicare mai eficienta cu participanţii la piaţă- precum şi dezvoltare procedurilor operaţionale, în concordanţă cu aşteptările participanţilor,

în scopul reducerii numărului de dispute.

Implementarea Noii Platforme de Tranzacţionare

OPCOM continuă dezvoltarea procesului de implementare a noilor mecanisme tehnice şi comerciale pentru piaţa de energie electrică, în cadrul proiectelor de furnizare şi asistenţă internaţională finanţate de către Comisa Europeană, prin intermediul programelor Phare, precum şi Banca Mondială, referindu-se la:- Piaţa fizică – proiecte finanţate de către Comisa Europeană, prin intermediul programelor

Phare 2000 şi de către Banca Mondială;- Piaţa financiară – prin intermediul unui proiect de asistenţă tehnică în cadrul programului

PHARE 2001, finanţat de către Comisa Europeană şi un proiect de furnizare şi asistenţă tehnică pentru implementare, în cadrul unui proiect PHARE 2002, co-finanţat de către Comisa europeană şi OPCOM

Sistemul IT de tranzacţionare pentru piaţa fizică

Proiectul dezvoltat în cadrul PHARE 2000 furnizează un sistem IT integrat, care include echipamente şi aplicaţii software dedicate. Sistemul implementează noile reguli ale pieţei utilizând cele mai recente tehnologii existente pentru arhitectura: ORACLE 9i – pentru baza de date şi JAVA – pentru modulele codului. Sistemul de operare utilizat pentru servere este SOLARIS.

Implementarea pieţei de certificate verzi

Pentru a promova producţia bazată pe surse regenerabile, începând cu 2005 România a introdus un nou mecanism conform căruia furnizorii sunt obligaţi să cumpere o anumită cotă de energie din surse regenerabile pentru a o vinde consumatorilor săi. Cu alte cuvinte, toţi furnizorii trebuie să cumpere un anumit număr de Certificate Verzi realizându-şi astfel cota obligatorie din surse regenerabile.

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 125

Certificatele Verzi au preţuri stabilite prin mecanisme de piaţă: contracte bilaterale încheiate între producători şi furnizori sau printr-o piaţă centralizată operată de către Operatorul Pieţei de Energie Electrică din România.

Implementarea pieţei financiare

Bursa financiară constă într-un mediu de tranzacţionare centralizat, reprezentând locul unde toţi participanţii implicaţi au oportunitatea să tranzacţioneze contracte derivative. Funcţiile bursei financiare sunt: furnizarea de facilităţi necesare pentru activităţile dedicate managementului riscului, asigurarea stabilităţii şi flexibilităţii preţului, asigurarea transparenţei şi descoperirea preţului, furnizarea de oportunităţi de investiţii, furnizarea unui cadru legal şi de reglementare pentru tranzacţionare, furnizarea de servicii de compensare. Deşi există o percepţie comună despre natura speculativă a pieţei financiare, adevărata sa funcţie este protejarea la risc. Această teorie vine din faptul că succesul în stabilirea unei burse rezultă din abilitatea de a oferi o platformă pentru activităţile de management al riscului. Participanţii care vând şi cumpără în piaţa spot se confruntă cu riscul de incertitudine cu privire la preţurile din viitor. Pentru a stabiliza procesul de tranzacţionare ei au nevoie de un instrument pentru a elimina aceste riscuri şi un loc unde să obţină acest instrument.

Bursele financiare oferă acest instrument ca şi instrumente financiare precum futures, forwards, options şi creează un mediu de tranzacţionare pentru aceste contracte financiare. Actualmente

OPCOM defineşte modelul pentru piaţa financiară şi strategia de implementare a acestuia, proiectul inclus în programul PHARE 2001 fiind finalizat, iar proiectul inclus în programul PHARE 2002 pentru asistenţă tehnică în implementarea bursei financiare fiind în desfăşurare. Pe baza fondurilor PHARE, este în curs de implementare platformele IT pentru tranzacţionare şi compensare.

7.2.2. Participanţii la piaţa de energie electrică

Participanţii principali care activează pe piaţa de energie electrică din România sunt următorii:

Producători:S.C. TERMOELECTRICA S.A – principalul producător de energie electrică şi termică din România. În cadrul SC Termoelectrica SA, energia electrică este produsă atât în grupuri de condensaţie pură cât şi în unităţi de cogenerare. În centralele care aparţin SC Termoelectrica SA se utilizează atât combustibil solid cât şi hidrocarburi (gaze naturale şi păcură). În ultimii ani, prin hotărâri guvernamentale succesive, societatea a suferit o serie de reorganizări datorită cărora în acest moment are următoarea componenţă:- 3 filiale – societăţi comerciale de exploatare (SC Electrocentrale Deva SA, SC

Electrocentrale Bucureşti SA şi SC Electrocentrale Galaţi SA)- 4 sucursale de exploatare (SE Paroşeni, SE Doiceşti, SE Borzeşti, SE Brăila) fără

personalitate juridică

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 126

- 1 sucursală de valorificări active- 12 filiale – societăţi comerciale de reparaţii şi servicii (Termoserv-uri) dintre care cele de la

Rovinari, Turceni şi Craiova desfăşoară cea mai mare parte a activităţii lor pentru termocentralele care constituindu-se în complexe energetice au ieşit total de sub incidenţa şi controlul SC Termoelectrica SA. Scopul principal al înfiinţării acestor societăţi este privatizarea acestora.

În ceea ce priveşte puterea instalată în cadrul SC Termoelectrica SA (inclusiv cele trei filiale de exploatare), la sfârşitul anului 2004, aceasta era de 5533 MW, din care 65,21% echipamente care funcţionează pe hidrocarburi şi 34,79% echipamente care funcţionează pe cărbune. Puterea instalată în cadrul SC Termoelectrica SA (inclusiv cele trei filiale de exploatare), la sfârşitul anului 2005 era de 4900 MW, cu urmǎtoarea structurǎ:

S.C. HIDROELECTRICA S.A – societate în cadrul căreia, energia electrică este produsă atât în centrale hidroelectrice cu acumulare cât şi în centrale construite pe firul apei.

S.N. NUCLEARELECTRICA S.A. – societate care produce energie electricǎ utilizând combustibil nuclear.

COMPLEXE ENERGETICE. Ìn conformitate cu prevederile Planului de Acţiune a Programului de Guvernare şI cu Strategia naţională de dezvoltare energetică a României pe termen mediu, Ministerul Economiei şi Comerţului a reorganizat şi restructurat activitatea de

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 127

producere a energiei electrice pe bază de lignit prin crearea de complexe energetice în care exploatările miniere să fie integrate ca centre de cost ale producătorului de energie:- Complexul Energetic Turceni, în care se înglobează filiala SC „Electrocentrale Turceni”

SA, exploatarea minieră Jilţ şi mina Dragoteşti- Complexul Energetic Rovinari, în care se înglobează filiala SC „Electrocentrale

Rovinari” – SA, exploatarea minieră Rovinari- Complexul Energetic Craiova, în care se înglobează sucursalele Electrocentrale

Craiova II şi Electrocentrale Işalniţa, din cadrul filialei SC „Electrocentrale Bucureşti” – SA, exploatarea minieră Jilţ şi mina Dragoteşti

CENTRALE ELECTRICE DE TERMOFICARE trecute din patrimoniul SC TERMOELECTRICA SA în domeniul public municipal şi administrarea Consiliilor Locale: CET Arad (HG 105/2002), CET Bacǎu, CET Braşov, CET I şi II Iaşi, CET Timişoara Centru şi CET Timişoara Sud (HG 104/2002), CET Zalău (OUG 78/2002 şi HG 66/2002)

AUTOPRODUCATORI: Regia Autonomă pentru Activităţi Nucleare, CET PETROBRAZI, S.C. GRIRO SA, S.C. SOFERT S.A., S.C. VIROMET S.A., etc

PRODUCATORI INDEPENDENŢI (în principal centrale de cogenerare), proveniţi în general din restructurarea SC TERMOELECTRICA SA): S.C.CET Govora S.A., S.C.CET S.A. Brăila, etc

Transportatori:C.N. TRANSELECTRICA S.A. - societate care asigură funcţionarea şi administrarea Sistemului Naţional de Transport al energiei electrice.

Distribuitori şi furnizori:

Există în prezent în România 8 societǎţi comerciale de distribuţie / furnizare a energiei electrice. Aceste societăţi au fost constituite prin reorganizarea SC ELECTRICA S.A. (prin HG 1342/2001). Prin HG nr.1000 din 25.06.2004, două dintre aceste societăţi Electrica Banat şi Electrica Dobrogea s-au privatizat. Alte societăţi constituite prin reorganizarea SC Electrica SA sunt în curs de privatizare.

Operator comercial

OPCOM a fost înfiinţat în baza Hotărârii de Guvern nr. 627/13.07.2000 si funcţionează în baza Condiţiilor Licenţei nr.407. OPCOM SA coordonează activitatea de prognoză a cererii de energie electrică pentru programarea operaţionala a Sistemului Energetic Naţional (SEN). OPCOM realizează activitatea de programare a funcţionării unităţilor dispecerizabile, respectiv ordonarea, pe criterii comerciale şi tehnice, a ofertelor de producţie, corelarea cu ofertele de servicii de sistem tehnologice şi implementarea restricţiilor de reţea şi de sistem. Rezultatul acestei activităţi

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 128

este programul de funcţionare a unităţilor dispecerizabile, care se transmite la Dispecerul Energetic Naţional (DEN) şi la producători.

Mecanismul contractual al pieţei de energie la care participă entităţile menţionate mai sus, este prezentat sintetic în figura următoare.

În domeniul producerii energiei electrice, ponderea majoritară pe piaţă este deţinută de cele trei societăţi desprinse din fosta Companie Naţională de Electricitate SA, respectiv: S.C. TERMOELECTRICA S.A., S.C. HIDROELECTRICA S.A şi , S.N. NUCLEARELECTRICA S.A.

Accesul participanţilor la piaţa de energie electrică este reglementat de ANRE, prin acordarea de licenţe şi autorizaţii, în baza unor reglementări foarte clare. Principalele tipuri de licenţe acordate de ANRE, sunt:

- Licenţe pentru producerea de energie electrică;- Licenţă pentru transportul de energie electrică (COMPANIA NATIONALA de TRANSPORT al

ENERGIEI ELECTRICE "Transelectrica -S.A.");- Licenţă pentru dispecerizarea energiei electrice (COMPANIA NATIONALA de TRANSPORT

al ENERGIEI ELECTRICE "Transelectrica -S.A.");- Licenţe pentru distribuţia de energie electrică;- Licenţe pentru furnizarea de energie electrică;

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 129

- Licenţe pentru producerea, transportul, distribuţia şi furnizarea de energie termică produsă în cogenerare;

- Licenţă pentru asigurarea serviciilor de sistem tehnologice;- Licenţă pentru administrarea pieţei angro de energie electrică (SOCIETATEA COMERCIALA

Operatorul Pieţei de Energie Electrica "OPCOM "-S.A.).

ANRE acordă şi autorizaţii de înfiinţare pentru:- realizarea de noi capacităţi de producere a energiei electrice şi a energiei termice în

cogenerare sau retehnologizarea celor existente cu o putere mai mare de 10 MW;- realizarea de linii şi staţii de transport al energiei electrice sau retehnologizarea celor

existente;- realizarea sau retehnologizarea reţelelor electrice cu tensiune de linie nominală mai mare sau

egală cu 110 kV.

Evoluţia numărului de producători şi furnizori care deţin licenţe este prezentată în graficul următor:

La sfârşitul anului 2005, existau 61 deţinători de licenţă de producere de energie electrică şi 118 deţinători de licenţă de furnizare.

Evoluţia numărului de participanţi la piaţa de energie electrică licenţiaţi de către ANRE şi înregistraţi pe piaţa angro este prezentată in graficul următor:

0

20

40

60

80

100

120

Producători, titulari de licenţă 17 36 43 51 51 61

Furnizori, titulari de licenţă 28 49 53 70 70 112

2001 2002 2003 2004 2004 2005

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 130

Structura producţiei de energie electrică în anul 2005, excluzând importul şi exportul de energie electrică, este prezentată în tabelul urmǎtor :

Producător Producţie energie electricăTJ GWh

S.C. „Termoelectrica” S.A. 4388 1219S.C.”Electrocentrale Bucureşti” S.A. 20693 5748Complex Energetic Rovinari 19627 5452Complex Energetic Turceni 20430 5675Complex Energetic Craiova 14587 4052S.C. „Electrocentrale Deva” S.A. 12931 3592S.C. „Hidroelectrica” S.A. 72374 20104S.N. „Nuclearelectrica” S.A. 19991 5553Autoproducători 7189 1997Alţi producători 19080 5300

Participarea producătorilor la piaţa de energie în 2005 se prezintă în figura de mai jos:

În cursul anului 2005 s-a importat o cantitate de 2339 GWh şi s-au exportat 5237 GWh. Puterea maximă anuală a fost de 8761 MW la o putere disponibilă în sistemul energetic de 17163 MW.

Destinaţia energiei electrice livrate în sistemul electroenergetic naţional de către producători şi din import a fost următoarea:

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 131

77% pentru acoperirea cererii consumatorilor captivi şi a consumului propriu tehnologic în reţelele de distribuţie; 14% pentru consumatorii care au dreptul de a-şi alege furnizorul;9% pentru export şi pentru acoperirea consumului propriu tehnologic în reţelele electrice de transport.

În conformitate cu prevederile din Foaia de Parcurs in domeniul energetic pentru perioada 2003-2015, România trebuie sa joace un rol important pe piaţa de energie electrica din Sud - Estul Europei si împreună cu alte tări din sistem să asigure balanţa energetică a capacităţilor în zona secundara de sincronizare.

Evoluţia legăturilor contractuale ar trebui să conducă la formarea unei pieţe regionale de energie, in contextul iniţiativei pieţei en-gros de electricitate a tarilor din regiune (Albania, Bosnia-Herţegovina, Bulgaria, Grecia, Macedonia, România, Serbia-Muntenegru şi Turcia – ca nou membru acceptat in noiembrie anul trecut).

Piaţa regionala, în care România va juca un rol important, va reprezenta un pas important in vederea integrarii pe piata energetica a UNIUNII EUROPENE si este de aşteptat sa furnizeze oportunităţi superioare in comerţul liber şi marketing. În aceasta ordine de idei, este de menţionat iniţiativa României de a înfiinţa la Bucureşti o bursa naţională / regională de energie.

7.2.3. Preţuri şi tarife

În prezent tarifele pentru energia electrică livrată consumatorilor finali captivi, tarifele medii pentru serviciile de transport şi de distribuţie, tarifele medii de achiziţie a energiei electrice şi tariful pentru activitatea de administrare a pieţei angro sunt stabilite şi aprobate de ANRE, pe baza costurilor justificate ale agenţilor economici.

Urmare a negocierilor purtate de către Guvernul României cu reprezentanţii organismelor financiare internaţionale a avut loc ajustarea preţurilor şi a tarifelor la energia electrică şi termică.

Au fost emise ordine ale preşedintelui ANRE de aprobare a tarifelor pentru energia electrică livrată consumatorilor finali captivi, a tarifelor pentru serviciile de transport şi de distribuţie, a tarifelor medii de achiziţie a energiei electrice şi a tarifului pentru activitatea de administrare a pieţei angro.

Metodologia de stabilire a tarifelor la consumatorii finali captivi de energie electrică, având în vedere noile evoluţii ale pieţei de energie electrică, a fost revizuită şi aprobată prin Ordinul ANRE nr. 11/2005. Metodologia prevede menţinerea tarifelor uniforme la nivel naţional pentru consumatorii captivi prin alocarea de către ANRE a unor structuri de achiziţie diferite prin contractele reglementate de vânzare/cumpărare de energie electrică ale furnizorilor consumatorilor captivi şi stabileşte principiile de revizuire a cantităţilor reglementate, la solicitarea furnizorilor sau a producătorilor.

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 132

Venitul realizat de furnizor pe fiecare nivel de tensiune acoperă costurile de achiziţie (inclusiv transport, servicii de sistem, administrare piaţă), costul asociat activităţii de distribuţie (conform metodologiei specifice), costul pentru serviciul de furnizare şi un profit rezonabil. Principiul aplicat este de transfer integral a costurilor justificate în tariful final.

Metodologia se va aplica până la deschiderea integrală a pieţei de energie electrică.

Metodologia de stabilire a tarifelor reglementate pentru consumatorii captivi de energie electrică asigură transparenţa sistemului de formare a tarifelor pentru consumatorii captivi de energie electrică.

Pentru consumatorii finali de energie electricǎ existǎ tarife pentru consumatori industriali şi consumatori casnici.

Există mai multe tipuri de tarife, care dau posibilitatea consumatorilor ca prin tariful ales să-şi asigure o monitorizare cât mai fidelă a comportamentului energetic.

Astfel, pentru consumatorii industriali tarifele sunt diferenţiate pe:- nivele de tensiune: 220 kV, 110 kV, 1-110 kV, 0,1-1 kV;- zone orare: zone de vârf, ore normale, ore de gol;- durate de utilizare: mică, medie, mare;- tip tarif: monom (pentru energie), binom (pentru putere şi energie).

Pentru consumatorii casnici tarifele sunt diferenţiate pe:- nivele de tensiune: 0-1 kV, 1-110 kV;- mod contorizare: contoare cu plata post consum, contoare cu preplată;- zone orare: zone de vârf, ore normale, ore de gol;- cu sau fără abonament;- volum consum (pentru tariful social).

Astfel, conform Ordinului ANRE nr.49/2005 pentru aprobarea tarifelor valabile de la 1.01.2006 pentru energia electrică livrată consumatorilor captivi, modificat şi completat prin Ordinul ANRE nr.15/2006, tarifele tip A33 pentru durata medie de utilizare şi tip C binom simplu se prezintă astfel:

RONTarif A33 – Durata medie de utilizare Tarif C – Binom simplu Tarif D

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 133

Nivel tensiune

(kV)

Monom simpluPentru energie

(lei/kWh)

Pentru putere (lei/kW/an)

Pentru energie(lei/kWh)

Pentru puterea

contractată

(lei/kW/an)

Pentru energie

(lei/kWh)

Zonǎvârf

ZonǎOre rest

Zonǎvârf

Zonǎ normale

Zonǎ degol

110 309.9504 134.8092 0.3361 0.1731 0.1324 314.9604 0.1935 0.25461-110 317.6496 138.1092 0.3667 0.1833 0.1426 353.8272 0.2139 0.28520,1-1 366.5376 159.3744 0.4481 0.2241 0.1731 445.1256 0.2648 0.3667

Euro

Nivel tensiune

(kV)

Tarif A33 – Durata medie de utilizare Tarif C – Binom simplu Tarif D Monom simpluPentru energie

(lei/kWh)

Pentru putere (lei/kW/an)

Pentru energie(lei/kWh)

Pentru puterea

contractată

(lei/kW/an)

Pentru energie

(lei/kWh)

Zonǎvârf

ZonǎOre rest

Zonǎvârf

Zonǎ normale

Zonǎ degol

110 84.97 36.96 0.092 0.047 0.036 86.35 0.053 0.0691-110 87.09 37.86 0.100 0.051 0.040 97.00 0.058 0.0780,1-1 100.5 43.70 0.122 0.061 0.047 122.03 0.072 0.100

Prin acest Ordin se stabileşte şi tariful pentru autoproducătorii care livreazǎ energie electrică operatorilor de distribuţie şi furnizare, care se prezintă astfel:

RONNivel

tensiune(kV)

Durata de utilizare mică Durata de utilizare medie Durata de utilizare marePentru energie

(lei/kWh)Pentru energie

(lei/kWh)Pentru energie

(lei/kWh)Ore vârf

Ore normale

Oregol

Orevârf

Ore normale

Oregol

Orevârf

Ore normale

Oregol

220 0.3565 0.1833 0.1426 0.2852 0.1426 0.1120 0.2241 0.1120 0.0917110 0.3972 0.2037 0.1528 0.3056 0.1528 0.1222 0.2546 0.1222 0.1019

1-110 0.4380 0.2241 0.1731 0.3259 0.1630 0.1324 0.2852 0.1426 0.11200,1-1 0.5805 0.2852 0.2241 0.3972 0.2037 0.1528 0.3667 0.1833 0.1426

Euro Nivel

tensiune(kV)

Durata de utilizare mică

Durata de utilizare medie

Durata de utilizare mare

Pentru energie(Euro/kWh)



Ore vârf

Ore normale

Oregol

Orevârf

Ore normale

Oregol

Orevârf

Ore normale

Oregol

220 0.097 0.050 0.039 0.078 0.039 0.030 0.061 0.030 0.025110 0.108 0.055 0.041 0.083 0.041 0.033 0.069 0.033 0.028

1-110 0.120 0.061 0.047 0.089 0.044 0.036 0.078 0.039 0.0300,1-1 0.159 0.078 0.061 0.109 0.055 0.041 0.100 0.050 0.039

Cursul de schimb la data stabilirii tarifelor a fost de 3.6474 RON/Euro.

Conform aceloraşi reglementări ANRE tarifele medii pentru transport, servicii de sistem şi decontare pe piaţa angro de energie electricǎ sunt urmǎtoarele:

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 134

Agentul economic Activitatea Tarif(RON/MWh)

CN TRANSELECTRICA SA Transport energie electricǎ 21.96Servicii de sistem

Din care serviciul de sistem funcţional13.470.87

SC OPCOM SA Decontare pe piaţa angro de energie 0.19

Agentul economic Activitatea Tarif (EURO/MWh)

CN TRANSELECTRICA SA Transport energie electricǎ 6.011Servicii de sistem

Din care serviciul de sistem funcţional3.6870.238

SC OPCOM SA Decontare pe piaţa angro de energie 0.052Cursul de schimb la data stabilirii tarifelor a fost de 3.6533 RON/Euro

A fost de asemenea modificată, prin Ordinul ANRE nr. 50/2005, Metodologia de stabilire a tarifelor pentru serviciul de transport al energiei electrice. In urma analizei efectuate s-a constatat necesitatea îmbunătăţirii unor aspecte metodologice referitoare la datele care au stat la baza stabilirii venitului reglementat în anul 2004 şi care au determinat recalcularea acestuia pentru perioada 2005 – 2007.

În urma ajustărilor de preţuri din perioada ianuarie 2005 - ianuarie 2006 preţul mediu la energia electrică livrată consumatorilor captivi finali a fost de 74 Euro/MWh.

In figura de mai jos se prezintă structura preţului energiei electrice livrate consumatorilor captivi:

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 135

Pentru perioada 2007-2015, conform documentului Foaie de parcurs în domeniul energetic, vor avea loc următoarele evoluţii:

Referitor la preţurile energiei electrice:

Pentru consumatorii eligibili, preţul energiei va fi negociat.- Cu toată deschiderea pieţei, vor mai exista consumatori finali captivi aprovizionaţi de furnizori

de ultima instanţă, la preţuri reglementate prin mecanisme specifice. Pentru aceste categorii se vor menţine preţuri reglementate. Furnizorii care vând energie electrică acestor consumatori sunt denumiţi “Furnizori de ultimă instanţă”.

- În această perioadă ANRE va reduce gradat obligaţia companiilor furnizoare/distribuitoare de energie electrică de a mai prelua energia electrică produsă in centrale de cogenerare, corelat cu concluziile studiilor şi programelor de reabilitare, modernizare şi investiţii in sisteme de furnizare a energiei termice către consumatori residenţiali. Conform Directivei referitoare la promovarea energiei electrice produse in co-generare (CHP) 2004/8/EC adoptată de UNIUNEA EUROPEANA, se va implementa un mecanism potrivit.

Referitor la tarifele de transport şi distribuţie:

Având in vedere caracteristica acestor activităţi, si anume de monopol natural, atât tarifele de transport, cât şi cele de distribuţie vor fi tarife reglementate, bazate pe principii care dau mai multă stabilitate şi transparenţă procesului; principiile de tarifare vor consta intr-un mecanism “price-cap” (CPI-X) pentru activităţile de transport si distribuţie; protecţia socială pentru consumatorii cu venituri reduse va fi implementată printr-un mecanism direct de subvenţionare de la buget.

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 136

7.3 Piaţa de energie electrică din Municipiul Ploiesti

Principalul distribuitor şi furnizor de energie electricǎ din judeţul Prahova este Filiala de Distribuţie şi Furnizare a Energiei Electrice (FDFEE) Electrica Muntenia Nord.

SC Electrica Muntenia Nord are sediul in Ploieşti şi îşi desfasoară activitatea pe o arie de 29765 km2, prin intermediul celor şase Sucursale de Distributie şi Furnizare a Energiei Electrice (SDFEE) din centrul şi estul ţării, cu sediile în oraşele de referinţă de judeţ: Braila, Buzau, Focsani, Galati, Ploiesti şi Târgoviste .

Pe intreg arealul deservit, în anul 2005 fata de anul 2004, numărul total a clienţilor a crescut cu aproximativ 0,2% ajungând la 1.238.453. Tendinta de crestere a numarului de clienti se pastreaza pentru toate categoriile de consumatori fie ca este vorba de consumatori casnici (1 161 861), mici consumatori (75 111) sau mari consumatori (1 481).

Energia electrică vândută în anul 2005 de FDFEE Electrica Muntenia NORD" SA este de 3,7 mil MWh, nivel care o situeaza pe unul din primele locuri la nivel national din acest punct de vedere, din care:

Înaltă tensiune (IT)– 110 KV 421 490 MWhÌnaltă tensiune – 220 KV 1 368 585 MWhMedie tensiune (MT) 1 939 782 MWhJoasă tensiune (JT) 1 627 543 MWh

http://www.electrica.ro/content.asp?id=172






Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 137

Situaţia vânzărilor de energie electrică pe nivele de tensiune se prezintă şi în figura de mai jos:

Preţul energiei electrice furnizate de FDFEE Electrica Muntenia NORD SA pe nivele de tensiune, aprobate prin Ordinul ANRE 48 din 14.12.2005, sunt:

Tarif specific de distribuţie IT 9,95 lei/MWh 2,723 Euro/MWhTarif specific de distribuţie MT 23,43 lei/MWh 6, 413 Euro/MWhTarif specific de distribuţie JT 130 lei/MWh 35,58 Euro/MWh

1 EURO = 3,6533 lei (la data apariţiei Ordinului ANRE)

SDFEE Ploieşti desfăşoară următoarele activităţi de bază:- distribuţia energiei electrice;- furnizarea energiei electrice;- achiziţia energiei electrice,- gestiunea energiei electrice, - politici de tarifare, - contractarea energiei electrice livrate, - mãsurarea şi facturarea energiei electrice, - relaţiile cu clienţii;- racordarea noilor consumatori de energie electricã la reţeaua de distribuţie a sucursalei.

În prezent SDFEE Ploieşti furnizeazã energie electricã unui numãr de 308 079 clienţi din care:- 149 mari consumatori- 12 098 mici consumatori- 295 832 consumatori casnici

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 138

Necesarul de energie electrică aferent consumatorilor publici din Municipiul Ploieşti se prezintã pentru anul 2005 şi pentru perioada de perspectivã 2006 ÷ 2010 în tabelele următoare:

Consum aferent utilităţilor publice, din care:

Necesar putere electrică Energie electrică consumată în 2005Max.iarna

(MW)Min vara

(MW)Iarna

(MWh/an)Vara

(MWh/an)TOTAL

(MWh/an)- iluminat public 2,35 1,97 5239 3264 8503- transport urban 1,9 1,1 3780 3527 7307- staţie de tratare apă 0,91 0,52 624,6 633,4 1258- alte utilităţi 2,5 2,5 4379 4386 8765

Consum aferent utilităţilor publice, din care:

Necesar putere electrică Energie electrică consumată în 2006 ÷ 2010Max.iarna

(MW)Min vara

(MW)Iarna

(MWh/an)Vara

(MWh/an)TOTAL(MWh/

an)- iluminat public 2,4 2,0 5000 3500 8500- transport urban 2,3 1,2 4500 4200 8700- staţie de tratare apă 1,0 0,6 628 636 1264- alte utilităţi 2,0 2,0 4000 4000 8000

7.4 Piaţa de energie termică din România

7.4.1. Prezentare generalǎ

În prezent în sfera serviciilor publice de alimentare cu energie termică în sistem centralizat din România îşi desfăşoară activitatea un număr de 184 operatori, din care 159 operatori furnizează energie termică produsă în centrale termice (CT) iar 25 operatori furnizează energie termică produsă în centrale electrice de termoficare (CET). Aceşti operatori sunt organizaţi sub formă de regii autonome, societăţi comerciale sau servicii publice cu personalitate juridică în structura consiliilor locale.

Companiile de exploatare a sistemelor de termoficare pot fi structurale astfel: - 5 companii de termoficare sunt producători de căldură dar ei doar livrează energia termică la

o companie de servicii de termoficare; - 7 companii de termoficare sunt doar distribuitori de energie termică şi achiziţionează energia

termică de la alţi producători; - 172 companii de termoficare care au propria lor producţie de energie termică dar şi

achiziţionează energie termică de la alţi producători

Cel mai mare producător de energie termică din România este S.C. Termoelectrica S.A.Energia termică produsă în anul 2005 de S.C. „Termoelectrica” S.A. a fost de 9831,44 Tcal, reprezentând 30% din totalul producţiei de energie termică din România.

Producţia totalǎ de energie termicǎ a fost realizatǎ astfel :9222,18 Tcal în centralele termoelectrice pe hidrocarburi, ceea ce reprezintǎ 64,61%.609,26 Tcal în centralele termoelectrice pe cǎrbune, ceea ce reprezintǎ 6,2%

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 139

S.C. Electrocentrale Bucureşti S.A. (ELCEN), filială a TERMOELECTRICA S.A, este o societate comercială pe acţiuni, cu capital integral de stat, care are ca obiect principal de activitate producerea şi vânzarea energiei electrice precum şi producerea, transportul, distribuţia, dispecerizarea şi vânzarea energiei termice.

Puterea instalată în capacităţile S.C. Electrocentrale Bucureşti S.A. era la începutul anului 2005 de 2008 MW, pe hidrocarburi, reprezentând 20% din capacităţile de producţie în centrale termoelectrice la nivel naţional, fiind astfel principalul producător de energie termică din sector. În 2004, societatea a produs o cantitate de 8,216 milioane Gcal, reprezentând 36,72% din producţia realizată la nivel naţional.

În centralele electrice de termoficare aparţinând SC TERMOELECTRICA energia termicǎ a fost produsǎ în principal în grupuri de cogenerare de urmǎtoarele tipuri:- grupul de 50 MW, cu prize de termoficare industriale şi urbane : 100 Gcal/h- grupul de 100 MW, cu priză de termoficare urbană : 110 Gcal/h- grupul de 150 MW, cu priză de termoficare urbană : 160 Gcal/h

Ceilalţi producători de energie termică importanţi de pe piaţă şi producţia de energie termică aferentă sunt prezentaţi în tabelul următor :

Producător Segment de piaţă(%)

CET Ploieşti 6,8CET Govora 4,5CET Iaşi 3,8Electrocentrale Galaţi 3,3Colterm Timişoara 2,9Electrocentrale Oradea 2,8CET Brasov 2,8CET Arad 2,0CET Brăila 1,7Termica Suceava 1,4Termica Botosani 1,3CET Bacău 1,3CT RADET Bucureşti 1,2

În România consumul de energie termicǎ este cu preponderenţǎ casnic.

Energia termicǎ pentru consumatorii casnici este produsǎ sub formǎ de apǎ fierbinte utilizată pentru încǎlzire şi prepararea apei calde consum.

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 140

Aproximativ 30% din fondul total de locuinţe al României, este alimentat cu energie termică din sistemele centralizate de termoficare, o cifră care se ridică la 55% din zonele urbane. În prezent, numărul de familii alimentate cu energie termică prin sistemele centralizate de producere şi distribuţie este de circa 1 900 000.

În ceea ce priveşte modalitatea de încălzire utilizată, în prezent în România, există următoarea structură de alimentare a locuinţelor:

- din sisteme centralizate de alimentare cu căldură: 31 %- din instalaţii pe combustibil solid: 57 %- din instalaţii pe gaze naturale: 4 %- alte tipuri de încălzire: 8 %

Din punct de vedere al surselor de producere a energiei termice necesare populaţiei, structura producţiei din anul 2004 se prezintă astfel:

- 63,61 % : SC TERMOELECTRICA SA- 9,28 % : producǎtori independenţi şi autoproducǎtori- 28,41 % : Centrale Termice de cvartal.

Pe piaţa energiei termice, în cadrul sistemelor de termoficare, pot exista următoarele situaţii :

În general, starea tehnică a sistemelor de termoficare din România este caracterizatǎ printr-un grad important de uzură fizică şi morală datorită în primul rând datoritã expirǎrii duratei de viaţă şi a condiţiilor dificile de exploatare. Acesată uzură avansată, în special a reţelelor de transport şi distribuţie a energiei termice, conduce la funcţionarea echipamentelor şi instalaţiilor în condiţii de ineficienţă, cu costuri mari şi cu poluarea mediului ambiant.

Producere

Producere + Transport

Transport + Distribuţie + Furnizare

Distribuţie + Furnizare

Producere + Transport + Distribuţie + Furnizare

Consumatori

C1

C2

C2

C2

C2

C1 – contracte vânzare/cumpǎrareC2 – contracte furnizare

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 141

7.4.2 Preţuri şi tarife

Preţul energiei termice la consumatorul final cuprinde preţul serviciilor de producere, transport, distribuţie şi furnizare şi se stabileşte prin decizie de către ANRE sau ANRSC, conform încadrării în ariile de competenţă ale celor două organisme de reglementare. Pentru energia termicǎ produsǎ în cogenerare preţul este stabilit de ANRE.

Până în momentul de faţă, preţul plătit de populaţie pentru energia termică furnizată prin sisteme centralizate în scopul încălzirii locuinţelor şi preparării apei calde de consum a fost Preţul Naţional de Referinţă (PNR). Pentru fundamentarea PNR se admitea faptul că energia termică se produce pe bază de gaze naturale într-o centrală termică echivalentă şi faptul că transportul şi distribuţia energiei termice se fac prin reţele de transport şi distribuţie echivalente. Indicatorii tehnico – economici ai centralei termice şi pierderile pe reţelele de transport şi distribuţie se determinau ca medii ponderate la nivel de ţară pentru instalaţii existente.

Nivelul PNR a fost stabilit prin HG 1254/2005 la 107,50 RON/Gcal (cu TVA), respectiv: 29,8 Euro/Gcal (cuTVA).

Având în vedere necesitatea eficientizării sistemului centralizat de producere şi distribuţie a energiei termice din perspectiva aderării României la Uniunea Europeană şi a integrării pieţii naţionale de energie în piaţa europeană, în august 2006 Guvernul României a adoptat Ordonanţa nr. 36 privind instituirea preţurilor locale de referinţă (PLR) pentru energia termică furnizată populaţiei prin sisteme centralizate.

Preturile locale de referinţă pentru fiecare localitate sunt stabilite de autoritatile de reglementare competente, ANRE/ANRSC, cu avizul ministerelor implicate, MEC/MAI. În localităţile în care energia termică este produsă în instalaţiile unui (mai multor) operator(i),aflat(i) în competenţa de reglementare a ANRE) iar transportul (după caz), distribuţia, furnizarea energiei termice sunt prestate de un operator aflat în competenţa de reglementare a ANRSC, preţul local de referinţă în acea localitate va fi stabilit de autoritatea ce are competenţa de stabilire a preţului la consumatorii finali (ANRSC).

În localităţile în care energia termică este produsă în instalaţiile mai multor operatori ce prestează şi serviciile de distribuţie şi furnizare a energiei termice produse în instalaţiile proprii, iar o parte din operatori sunt în competenţa de reglementare a ANRE iar alţii în competenţa de reglementare a ANRSC, preţul local de referinţă din acea localitate va fi stabilit de autoritatea ce are competenţa de reglementare asupra operatorului ce livrează cantitatea majoritară de energie termică, pe baza datelor transmise de cealaltă autoritate competentă.

Autoritatile de reglementare competente stabilesc nivelul tarifelor pentru fiecare localitate in parte, pe baza costurilor de productie a energiei termice la nivel local. Preţurile se stabilesc şi în funcţie de specificul zonei, respectiv condiţiile de iarnă, capacitatea de plată a populaţiei,

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 142

combustibilii folosiţi la producerea căldurii şi posibilitatea bugetelor locale de susţinere bugetară a populaţiei pentru plata energiei termice.

Preturile locale de referinţă sunt unice, la nivelul aceleiaşi localităţi, indiferent de tipul şi structura instalaţiilor de producere, transport, distribuţie si furnizare a energiei termice sau de combustibilii utilizaţi.

La data intrării in vigoare a OG 36/2006 în localităţile în care nu este stabilit un preţ local de facturare a energiei termice, facturarea se face la preţul de 107,5 RON/Gcal până la data stabilirii preţului local de către autoritatea administraţiei publice locale.

După introducerea PLR, compensarea eventualelor creşteri ale valorii facturilor la energia termică livrată populaţiei se va realiza prin măsurile cuprinse în OUG 5/2003 privind acordarea de ajutoare pentru încălzirea locuinţei, precum şi acordarea unor facilităţi populaţiei pentru plata energiei termice, modificată si completată prin OUG 143/2005.

Conform art. 4 din OG 36/2006, începând cu data de 1.01.2007 compensarea creşterilor neprevizionate ale preţurilor la combustibilii utilizaţi pentru producerea energiei termice furnizate populaţiei prin sisteme centralizate, pe perioada derulării programului „Termoficare 2006-2009 calitate şi eficienţă” aprobat prin HG 462/2006, se acordă furnizorilor de energie termică sume din bugetele locale. Aceste sume se vor transfera bugetelor locale de la bugetul de stat, prin bugetul Ministerului Administraţiei şi Internelor.

După acordarea sumelor de la bugetul de stat, autorităţile administraţiei publice locale vor asigura din bugetele locale sumele necesare acoperirii integrale a diferenţei dintre preţul de producere, transport, distribuţie şi furnizare a energiei termice şi preţurile locale de referinţă, dar nu mai puţin de 10% din valoarea costurilor totale.

Pentru Municipiul Ploieşti, preţul local de referinţă pentru energia termică, este de 107,5 lei/Gcal (inclusiv TVA), aprobat prin Decizia 1320 din 3.10.2006.

7.5 Piaţa de energie termică din Municipiul Ploieşti

Structura pieţei de energie din Municipiul Ploieşti

Alimentarea cu energie termică a consumatorilor urbani din Municipiul Ploieşti se face în diferite moduri, funcţie de tipul locuinţelor (apartamente în blocuri, vile, case individuale), de amplasarea acestora, de posibilităţile de alimentare cu combustibil (gaze naturale, etc).

În prezent se înregistrează următorile sisteme de încălzire utilizate de aceştia: - Sistemului centralizat de termoficare, alimentat din CET Brazi (64138 apartamente);- 2 centralele termice de cvartal, respectiv: CT Bucov (320 apartamente) şi CT 23 August

(146 apartamente);- 12 centrale termice de scara/bloc;

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 143

- 16500 centrale termice de apartament.

Pe lângã consumatorii urbani, în Municipiul Ploieşti mai existã şi consumatori industriali, care utilizeazã următorile sisteme de încălzire:- Sistemului centralizat de termoficare, alimentat din CET Brazi (700 de consumatori);- 8 centrale termice de cvartal.

Consumatorii actuali racordaţi la sistemul de termoficare

În prezent sistemul centralizat de alimentare cu energie termicã din Municipiul Ploieşti, administrat de operatorul SC DALKIA TERMO PRAHOVA SRL, dispune de 87 puncte termice urbane (64138 apartamente rãmase în urma debranşărilor/rebranşãrilor din ultimii ani) şi 22 puncte termice industriale, alimentate cu energie termică din sursa CET Brazi.

Având în vedere modalitatea eficientă de obţinere – în cogenerare – a căldurii, centrala produce şi energie electrică pe care o furnizează în Sistemul Energetic Naţional.

Ţinând seama de complexitatea sistemului de termoficare, operatorul SC DALKIA TERMO PRAHOVA SRL oferă întreaga gamă de servicii pe care le implică alimentarea cu căldură a consumatorilor, respectiv:- producerea apei fierbinţi în echipamentele instalate în cadrul sursei de energie;- transportul agentului termic primar de la sursa de energie la punctele termice;- distribuţia agentului termic secundar de la punctele termice (unde are loc transferul căldurii de

la agentul termic primar la agentul termic secundar prin intermediul echipamentelor instalate) la consumatori;

- distribuţia agentului termic de la punctele termice la consumatori;- furnizarea energiei termice pe baza contractelor cu abonaţii care sunt constituiţi din:

asociaţii de proprietari; dotaţii social -culturale; agenţi economici.

Alături de acest sistem centralizat operatorul operatorul SC DALKIA TERMO PRAHOVA SRL mai administreazã şi cele 2 centrale de cvartal, CT Bucov şi CT 23 August, care funcţionează pe gaz metan şi sunt amplasate izolat, la distanţe relativ mari de reţelele existente de apã fierbine. Aceste centrale au puterea instalatã de 3,4 Gcal/h şi lungimea de traseu secundar de 0,5 km.

Posibilităţi de extindere a pieţei de energie termică

În Municipiul Ploieşti, în apropierea sistemului centralizat existent sunt o serie de instituţii socio –culturale (şcoli, grãdiniţe, spitale, teatre, muzee, biblioteci, complexe sportive, tribunale, etc.) şi instituţii financiare (trezorerii, agenţii CEC, etc.), conform planului prezentat în Anexa F. Acestea sunt alimentate în prezent din surse de căldură proprii cu eficienţă energetică redusă. În acest context se poate lua în calcul posibilitatea adoptãrii sistemului de încãlzire cu module termice şi racordării lor directe la sistemul centralizat, în punctele cele mai apropiate.Dotările publice propuse a se racorda la sistemul centralizat din Municipiul Ploieşti, pe tipuri de consumatori, prezintã urmãtorul necesar de cãldurã:

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 144

Nr. crt. ConsumatorSuprafaţa radiantã

(mp)Necesar de căldură

(Gcal/h)

1. Invăţămant 24,44Grădiniţe 8.121 3,66Scoli gimnaziale 16.592 7,49Licee 25.085 11,32Scoli profesionale 1.721 0,78Universităţi 2.646 1,19

2. Sănătate 1,23Dispensare 804 0,36Spitale 1.940 0,87

3. Cultural 1,10Teatre, Filarmonică, Case de cultură 480 0,22

Biblioteci, Muzee 1.329 0,60Cinematografe 640 0,28

4. Sport 0,77Sală de sport 160 0,07Bazin de înot acoperit şi patinoar

93,6 0,04

Complexe sportive 1.472 0,665. Financiar bancar 1,02

Agenţii CEC 2.000 0,90Trezorerii 276 0,12

6. Juridic 0,14Tribunal 154 0,07Judecătorie 154 0,07TOTAL GENERAL 28,70

Pentru perioada de perspectivã, PUG-ul orasului Ploieşti (zona nord şi hipodrom) nu este definitivat. În planurile de intenţie PUZ Blejoi, PUZ Spital judeţean, PUZ Hipodrom au fost precizate doar tipurile clãdirilor şi suprafaţa ocupatã, fãrã precizarea suprafeţei radiante şi a perioadei de realizare a construcţiilor. Din aceste motive aceşti consumatori nu au fost cuprinşi în analiza realizatã pentru sistemul centralizat.

Concurenţa pe piaţa locală de energie termică Concurenţii sunt de obicei companii sau societăţi comerciale care îşi dispută aceiaşi clienţi (beneficiari) sau furnizori de bunuri şi servicii. Ei pot deţine un anume loc şi importanţă pe piaţă, ceea ce le conferă postura de lideri, inovatori sau conservatori, concretizată într-un comportament specific, mai ales în ceea ce priveşte modalităţile de intervenţie pe piaţa şi tipul de relaţii practicate.

Există două tipuri de concurenţi faţă de care societătile trebuie să adopte atitudini diferite:

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 145

- concurenţii direcţi, cei care satisfac aceleaşi nevoi ale clienţilor şi sunt percepuţi de aceştia ca alternativă; sunt de regula mai uşor de identificat

- concurenţi indirecţi, cei ce oferă un produs similar dar cu alte caracteristici, satisfac alte tipuri de nevoi ale clienţilor; de obicei sunt nou intraţi pe piaţă sau produc bunuri/prestează servicii de înlocuire.

Din punctul de vedere al structurii surselor de producere de energie termică, în Municipiul Ploieşti nu se poate spune că există un regim concurenţial.

În prezent principalul producător de energie termică este CET Brazi.

Participarea sectorului privat

Investiţiile derulate până în prezent pentru reabilitarea/modernizarea sistemului centralizat de alimentare cu căldură din Municipiul Ploieşti s-au realizat cu participarea surselor proprii ale operatorului SC DALKIA TERMO PRAHOVA SRL şi ale Consiliului Local Ploieşti fără participarea altor investitori din sectorul privat.

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 146

CAPITOLUL 8. LEGISLAŢIA ÎN DOMENIUL ENERGIE ŞI MEDIU

A. Documentele legislative din domeniul energiei

Documentele legislative din domeniul energie prezentate în continuare cuprind aspecte din legislaţia naţională şi din cea internaţională.

Legislaţia naţională se regăseşte pe două nivele: 1) legislaţia primară:

- legi;- hotărâri de guvern şi ordonanţe.

2) legislaţia secundară (la nivel instituţional): ordine şi reglementări ale autorităţilor de reglementare competente.

La nivel instituţional, energia termică se află sub jurisdicţia a două agenţii de reglementare: ANRE – Agenţia Naţională de Reglementare în domeniul Energiei - pentru energia

termică produsă în cogenerare;ANRSC – Agenţia Naţională de Reglementare în domeniul Serviciilor Publice de

Gospodărire Comunală - pentru energia termică produsă în noncogenerare.

Funcţionarea sectorului energiei electrice şi termice din România este reglementată de o serie de acte legislative, dintre care cele mai importante, sunt:

1) Legislaţia naţională primarǎ

Legea privind utilizarea eficientă a energiei nr.199/2000 modificată şi completată de legea 56/2006. Legea privind utilizarea eficientă a energiei stabileşte cadrul necesar pentru elaborarea şi aplicarea unei politici naţionale de utilizare eficientă a energiei, în conformitate cu prevederile Tratatului Cartei energiei, privind implementarea programelor de creştere a eficienţei energetice. În acest sens, politica naţională de utilizare eficientă a energiei este considerată parte integrantă a politicii energetice a statului.

În scopul realizării politicii naţionale, legea instituie pentru agenţii economici cu un consum anual de energie de peste 1000 tep precum şi pentru autorităţile locale cu o populaţie mai mare de 20000 locuitori, obligativitatea întocmirii unor programe proprii de eficienţă energetică, care să includă atât măsuri pe termen scurt, cât şi măsuri pe termen lung. Aceste programe au în vedere întreg lanţul producere - transport - distribuţie - utilizator şi vor include acţiuni pentru:- realizarea scenariilor pe termen lung privind cererea şi oferta de energie;- promovarea utilizării tehnologiilor eficiente şi nepoluante;- încurajarea finanţării investiţiilor în domeniul eficienţei energetice, prin participarea statului

şi a sectorului privat;

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 147

- promovarea cogenerării de mică şi medie putere şi a măsurilor pentru creşterea eficienţei sistemelor de producere, transport, distribuţie a căldurii la consumator;

- evaluarea impactului negativ asupra mediului.

Legea prevede anumite stimulente fiscale pentru activităţi care conduc la creşterea eficienţei energetice:- pentru cotele de profit alocate creşterii eficienţei energetice se acordă scutire de la plata

impozitului pe profit;- creditele pentru lucrări de creştere a eficienţei se acordă cu o dobândă de max. 75% din

cea stabilită de bănci, restul urmând a fi asigurat prin alocaţii de la bugetul de stat;

Legea serviciilor publice de gospodărie comunală 326/2001, cu modificările şi completările ulterioare prin Ordonanţa 65/2003

Ordonanţa Guvernului nr. 29/2002 privind reabilitarea termică a fondului construit existent şi stimularea economisirii energiei termice, aprobată cu modificări şi completări prin Legea nr. 325/2002

Ordonanţa Guvernului nr. 73/2002 privind organizarea şi funcţionarea serviciilor publice de alimentare cu energie termică produsă centralizat.

Ordonanţa stabileşte cadrul juridic privind înfiinţarea, organizarea, gestionarea, reglementarea, finanţarea, monitorizarea şi controlul serviciilor publice aferente comunelor, oraşelor şi municipiilor în ceea ce priveşte alimentarea cu energie termică produsă centralizat.Serviciile publice de alimentare cu energie termică sunt denumite servicii energetice de interes local. Acestea din urmă se înfiinţează şi funcţionează la nivelul tuturor localităţilor care dispun de sistem centralizat de alimentare cu energie termică, şi cuprind totalitatea activităţilor desfăşurate la nivelul unităţilor administrativ-teritoriale sub conducerea administraţiei publice locale în scopul alimentării cu energie termică pentru încălzire şi prepararea apei calde de consum. Ordonanţa prevede drepturile şi obligaţiile fiecărei părţi din lanţul producător - transportator - distribuitor/furnizor - utilizator, principiile de stabilire şi ajustare a preţurilor energiei termice livrată utilizatorilor, precum şi reglementări privind contorizarea energiei termice.

Conform ordonanţei, stabilirea şi ajustarea preţurilor şi tarifelor se face de către autoritatea de reglementare competentă, iar principiile care stau la baza stabilirii şi ajustării acestora sunt:- Acoperirea cheltuielilor de producţie, exploatare, întreţinere, modernizare,

retehnologizare, justificate economic şi un profit de max. 10%; cota de modernizare şi retehnologizare se stabileşte la 3% din costul total al producţiei, transportului, distribuţiei şi furnizării.

- În preţul de livrare nu se cuprind pierderile de agent termic datorate defecţiunilor tehnologice;

- Preţurile şi tarifele pentru energie termică nu pot fi stabilite promoţional şi nu pot include subvenţia ca mijloc de recuperare a cheltuielilor de la alte categorii.

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 148

Ordonanţa de urgenţă nr. 78/2002 privind asigurarea condiţiilor de funcţionare a unor centrale termice şi electrice de termoficare aflate în proprietatea consiliilor judeţene sau locale, aprobată cu modificări şi completări prin Legea nr. 643/2003

Ordonanţa de Urgenţă nr. 115/2002 privind reglementarea unor măsuri de asigurare a fondurilor necesare în vederea furnizării energiei termice şi a gazelor naturale pentru populaţie, aprobată cu modificări şi completări prin Legea nr. 84/2002

Hotărârea Guvernului 373/2002 privind organizarea şi funcţionarea Autorităţii Naţionale de Reglementare pentru Serviciile Publice de Gospodărie Comunală - A.N.R.S.C.

Legea energiei electrice 318/2003 (în curs de actualizare). Scopul Legii energiei electrice este crearea unui cadru juridic de reglementare adecvat activităţilor de producere, transport, distribuţie şi furnizare a energiei electrice şi a energiei termice produse în cogenerare, avându-se în vedere satisfacerea intereselor publice şi private, potrivit principiilor economiei de piaţă. Principalele obiective ale strategiei energetice sunt:

- asigurarea dezvoltării durabile a economiei;- diversificarea resurselor energetici primare;- crearea şi asigurarea funcţionării pieţelor concurenţiale de energie electrică;- asigurarea accesului nediscriminatoriu şi reglementat al tuturor participanţilor la piaţa

de energie;- transparenţa tarifelor, preţurilor şi taxelor la energie electrică;- promovarea surselor regenerabile.

Hotărârea de Guvern 890/2003 privind "Foaia de parcurs în domeniul energetic din România” care stabileşte strategia sectorului până în anul 2015.

Hotărârea de Guvern nr. 541/2003 privind stabilirea unor măsuri pentru limitarea emisiilor în aer ale anumitor poluanţi proveniţi din instalaţii mari de ardere, hotărâre cu urmări importante în evoluţia investiţiilor în centralele electrice, modificatǎ şi completatǎ cu HG 322/2005

Hotărârea de Guvern 443/2003 privind promovarea producţiei de energie electrică din surse regenerabile de energie, modificata si completatǎ prin HG 958/2005 ;

Ordonanţa de urgenţă 81/2003 pentru modificarea unor reglementări privind acordarea de ajutoare pentru încălzirea locuinţei şi asigurarea fondurilor necesare în vederea furnizării energiei termice şi gazelor naturale pentru populaţie, precum şi unele măsuri pentru întărirea disciplinei financiare, aprobată completării şi modificări prin Legea 525/2003;

Ordonanţă de urgenţă 48/2004 pentru adoptarea unor măsuri privind furnizarea energiei termice populaţiei, pentru încălzirea locuinţei şi prepararea apei calde de consum, prin sisteme publice centralizate de alimentare cu energie termică aprobatǎ prin Legea 430/2004;

HG nr. 933/2004 privind contorizarea consumatorilor racordaţi la sistemele publice centralizate de alimentare cu căldură.Hotărârea prevede termenele limită pentru montarea contoarelor de energie termică la nivel de branşament de imobil sau scară şi pentru utilizatori.Montarea contoarelor de energie termică la nivel de branşament de imobil sau scară este în sarcina furnizorului de energie termică şi se va finaliza, conform art. 2 alin 1, până la 30 iunie 2006. Montarea contoarelor de energie termică la nivel de apartament este în sarcina fiecărui proprietar şi se va finaliza, conform art. 2 alin 2, până la 31 iulie 2007.

http://www.opcom.ro/content.aspx?item=1444%E2%8C%A9=RO&ref=49

http://www.opcom.ro/content.aspx?item=1444%E2%8C%A9=RO&ref=101

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 149

De asemenea, hotărârea prevede acordarea sprijinului material din partea autorităţilor administraţiei publice locale, respectiv a furnizorilor pentru instalarea aparatelor de măsură, proprietarilor de apartamente persoane fizice cu venituri reduse stabilite potrivit legii 416/2001 privind venitul minim garantat. Contravaloarea acestora se va recupera în maximum trei ani de la punerea în funcţiune prin includere în factura de plată lunară.

Hotărârea de Guvern 1892/2004 pentru stabilirea sistemului de promovare a producerii energiei electrice din surse regenerabile de energie, modificata si completatǎ prin HG 958/2005 ;

HG 1007/2004 de aprobare a Regulamentului de furnizare a energiei electrice la consumatori Ordonanţă de urgenţă 48/2004 pentru adoptarea unor măsuri privind furnizarea energiei

termice populaţiei, pentru încălzirea locuinţei şi prepararea apei calde de consum, prin sisteme publice centralizate de alimentare cu energie termică

HG 163/2004 privind aprobarea Strategiei Naţionale în domeniul eficienţei energetice HG 540/2004 de aprobare a Regulamentului pentru acordarea licenţelor şi autorizaţiilor în

sectorul energetic HG 882/2004 privind aprobarea Strategiei Naţionale privind alimentarea cu energie termică a

localităţilor prin sisteme de producere şi distribuţie centralizată HG nr. 644/2005 privind majorarea gradului de deschidere a pieţei de energie electrică OUG 196/2005 privind Fondul de Mediu aprobata prin Legea 105/2006 Legea 372/2005 privind performanţa energetică a clădirilor HG 246/2006 pentru aprobarea Strategiei Naţionale privind accelerarea dezvoltării

serviciilor comunitare de utilităţi publice HG 320/2006 privind aprobarea Programului Naţional pentru reducerea costurilor cu

energia pentru populaţie, prin creşterea eficienţei energetice şi utilizarea energiei regenerabile in anul 2006.

Legea serviciilor comunitare de utilităţi publice nr.51/2006 Legea serviciul public de alimentare cu energie termică nr. 325/2006 HG 462/2006 pentru aprobarea programului "Termoficare 2006-2009 calitate şi

eficienţă" şi înfiinţarea Unităţii de management al proiectului. Programul Termoficare 2006 – 2009 calitate şi eficienţă are următoarele obiective de bază:- revigorarea soluţiilor de cogenerare, în condiţiile socio-economice noi şi de perspectivă

ale României;- promovarea soluţiilor de cogenerare de cea mai înaltă performanţă tehnică;- promovarea soluţiilor de cogenerare în condiţiile reale de eficienţă energetică şi economică;- încercarea, pe baze tehnice, de eficienţă economică bazată pe criteriul final al facturii energetice minime (căldură + energie + apă + combustibil) la nivelul consumatorului, de a demonstra şi stabili domeniile de eficienţă ale sistemelor de alimentare cu căldură bazate pe cogenerare, faţă de producerea separată a căldurii şi a energiei electrice.

Legea 260/2006 privind aprobarea OUG 187/2005 pentru modificarea OUG 174/2002 privind instituirea măsurilor speciale pentru reabilitarea termică a unor clădiri de locuit multietajate

OG 36/2006 privind instituirea preţurilor locale de referinţă pentru energia termică furnizată populaţiei prin sisteme centralizate

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 150

OUG 57/2006 pentru modificarea OUG 5/2003 privind acordarea de ajutoare pentru încălzirea locuinţei, precum şi a unor facilităţi populaţiei pentru energia termică.Acest act legislativ impune adoptarea în regim de urgenţă a unor măsuri prin instituirea, începând cu sezonul rece 1.11.2006-31.03.2007 a unui nou system de acordare a ajutoarelor pentru încălzirea locuinţei mult mai flexibil şi cu impact direct asupra familiilor defavorizate.

Politica Energetica a Romaniei in perioada 2006-2009 “Energie sigura,accesibila si curata, pentru Romania” (document aflat in discutie). Politica energetică, urmărind direcţiile stabilite prin strategia energetică, este elaborată de ministerul de resort pe baza programului de guvernare, cu consultarea organizaţiilor neguvernamentale, pentru un interval de timp mediu şi cu considerarea evoluţiilor probabile pe termen lung.

Cartea Verde privind strategia europeana pentru energie durabila, competitivã şi sigurã. Legea energiei termice; se află în stadiu de proiect; reglementează desfăşurarea activităţilor

specifice serviciilor publice de alimentare cu energie termică din sisteme centralizate, respectiv producerea, transportul, distribuţia şi furnizarea energiei termice în sistem centralizat.Principiile care stau la baza legii energiei termice sunt:- evidenţierea transparentă a costurilor în stabilirea preţului energiei termice;- garantarea accesului nediscriminatoriu al utilizatorilor la reţelele termice;- dezvoltarea durabilă a unităţilor administrativ-teritoriale;- promovarea cogenerării de înaltă eficienţă si a surselor noi şi regenerabile de energie;- utilizarea eficientă a resurselor energetice.

Obiectivele principale ale acestei legi sunt:- asigurarea continuităţii serviciului public de alimentare cu energie termică;- asigurarea calităţii serviciului public de alimentare cu energie termică;- accesibilitatea preţurilor la consumatori;- asigurarea resurselor necesare serviciului public de alimentare cu energie termică, pe

termen lung;- asigurarea siguranţei în funcţionare a serviciului public de alimentare cu energie termică.

PROIECT DE HOTĂRÂRE privind promovarea cogenerării bazate pe cererea de energie termică utilă. Proiectul stabileşte cadrul legal necesar promovãrii şi dezvoltãrii cogenerãrii de înaltã eficienţã a energiei termice şi a energiei electrice, bazate pe cererea de energie termicã utilã si pe economisirea energiei primare pe piaţa de energie, in scopul creşterii eficientei energetice si îmbunãtãþirii securitãţii alimentãrii cu energie, ţinând seama de condiţiile climatice si economice specifice României

2) Legislaţia naţională secundară

Ordin 23 /2004 - Procedura de supraveghere a emiterii garanţiilor de origine pentru energia electrica produsa din surse regenerabile de energie

Ordin 25/2004 - Codul Comercial al Pieţei Angro de Energie Electrica (in curs de revizuire). Ordin 23 /2004 - Procedura de supraveghere a emiterii garanţiilor de origine pentru energia

electrica produsa din surse regenerabile de energie

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 151

Ordinul ANRSC nr. 233/2004 privind aprobarea unor reglementări pentru contorizarea consumatorilor racordaţi la sistemele publice centralizate de alimentare cu căldurăMetodologia este elaborată în baza HG nr. 933/2004 privind contorizarea consumatorilor racordaţi la sistemele publice centralizate de alimentare cu căldură din imobile de tip condominiu.Metodologia stabileşte modul de repartizare a cotelor de energie termică şi a facturilor aferente atât pentru consumatorii racordaţi la sistemul centralizat de alimentare cu energie termică cât şi pentru cei debranşaţi, ţinând cont de spaţiile şi instalaţiile aflate în proprietate comună. De asemenea, stabileşte modul de repartizare şi facturare a consumurilor individuale de energie termică pentru încălzire şi prepararea apei calde de consum atât pentru imobile unde nu sunt montate sisteme de repartizare a costurilor cât şi pentru imobile unde sunt montate astfel de sisteme.Metodele de calcul aplicabile în imobile în care nu sunt montate sisteme de repartizare a costurilor sunt aplicabile numai până la data de 31 iulie 2007, dată la care conform HG 933/2004, se va finaliza programul de instalare a sistemelor de contorizare la nivel de apartament şi devin obligatorii Metodologiile de repartizare a costurilor pentru imobile unde sunt montate sisteme de repartizare a costurilor.

Ordinul ANRE 33/2004 pentru aprobarea « Regulamentului de calificare a producţiei prioritare de energie electricǎ » modificat şi completat prin Ordinul ANRE nr.43/2005,

Ordin 24/2005 pentru aprobarea Metodologiei de Stabilire a preţurilor şi a cantităţilor de energie electrică vândute de producători prin contracte reglementate şi a preţurilor pentru energia termică livrată din centrale cu grupuri de cogenerare – revizia 1 modificată şi completată prin Ordinul 13/2006

Ordin 13/2005 – Participarea producătorilor de energie electrica la piaţa concurenţială Decizia 630/2005 - privind reguli de funcţionare a pieţei angro de energie electrica pe

perioada de testare a noii platforme de tranzacţionare Ordinul 33/2005 – privind aprobarea regulamentului pentru calificarea producţiei prioritare de

energie electrică Decizia 273/2005 privind Procedura de ajustare a preţurilor pentru energia termică produsă

de agenţii economici aflaţi in competenţa de reglementare a ANRE Ordinul 40/2005 privind aprobarea Regulamentului de organizare si funcţionare a pieţii de

certificate verzi Ordin 52/2005 pentru stabilirea preturilor la energia electrica vanduta de producatorii

hidroelectrici care nu detin contracte de portofoliu si la cea vanduta de producatorii care beneficiaza, potrivit legii, de sistemul de promovare a energiei produse din surse regenerabile de energie

Ordin 14/2005 - Privind perioada de testare a noii platforme de tranzactionare din piata angro de energie electrica

Decizia 630/2005 - Privind reguli de functionare a pietei angro de energie electrica pe perioada de testare a noii platforme de tranzactionare

GHIDUL Producătorului de energie electrica din surse regenerabile de energie/2005 Ordin 15/2005 - Regulamentul de organizare si funcţionare a pieţei de certificate verzi

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 152

Ordin 19/2005 - Metodologia de stabilire a valorilor minime si maxime de tranzacţionare a certificatelor verzi

Ordin 20/2005 - Valorile minime si maxime de tranzacţionare a certificatelor verzi pentru anul 2005

Ordin 30/2005 - privind cadrul de funcţionare al pieţei angro de energie electrica Decizia 630/2005 - privind reguli de funcţionare a pieţei angro de energie electrica pe

perioada de testare a noii platforme de tranzacţionare Decizia 273/2005 privind Procedura de ajustare a preţurilor pentru energia termică produsă

de agenţii economici aflaţi in competenţa de reglementare a ANRE

3) Legislaţia internaţională

Directiva 8/2004 privind promovarea cogenerării pe piaţa de energieDirectiva UE nr. 8/2004 din 11.02.2004 a Parlamentului Consiliului European, este unul din cele mai importante documente elaborate de UE în domeniul cogenerării. În prima parte se face o trecere în revistă a principalelor aspecte privitoare la ”promovarea cogenerării bazată pe cerea utilă de căldură”. În a doua parte se prezintă unele consideraţii privitoare la metodologiile de calcul ale “energiei electrice produsă în cogenerare” şi pentru “determinarea randamentului global şi a economiei de energie primară, realizate în cazul cogenerării”.

Utilizarea producerii combinate de energie electrică şi termică – cogenerarea - reprezintă un potenţial important pentru creşterea eficienţei şi reducerea impactului asupra mediului înconjurător, fiind considerată un obiectiv important al Uniunii Europene. Utilizarea eficientă a combustibilului oferă economii de energie şi poate contribui în mod substanţial la evitarea emisiilor de CO2, comparativ cu producerea separată. Această tehnologie este corelată din ce în ce mai mult cu utilizarea resurselor energetice autohtone cum ar fi gazul natural, biomasa, deşeurile, ducând la atingerea obiectivelor Uniunii Europene legate de diversificarea resurselor şi asigurarea cererii de energie.

Directiva Uniunii Europene privind promovarea cogenerării urmăreşte crearea unui cadru pentru susţinerea acestei tehnologii eficiente şi depăşirea barierelor existente, în vederea pătrunderii pe pieţele liberalizate de energie electrică şi de a utiliza potenţialul nefolosit.

Directiva nu include o ţintă obligatorie pentru statele membre, care să oblige fiecare ţară la un anumit procent de energie electrică produsă în cogenerare. Totuşi reprezintă un semnal din partea Uniunii Europene de promovare a cogenerării pe piaţa de energie.

La nivel european există un potenţial considerabil pentru extinderea cogenerării. Statele membre vor trebui să analizeze potenţialul naţional pentru cogenerare precum şi barierele naţionale şi să raporteze în mod regulat progresele realizate în realizarea potenţialurilor naţionale. (art. 6 al Directivei).

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 153

Dacă acest potenţial va fi realizat este posibilă în viitorul apropiat schimbarea tehnologiilor şi a combustibililor utilizaţi pentru producerea energiei. Principalul argument în favoarea cogenerării rămâne reducerea consumului de combustibil şi prin aceasta a emisiilor de gaze cu efect de seră. Promovarea cogenerării poate fi una din căile de realizare a angajamentelor asumate prin Protocolul de la Kyoto.

Pe termen scurt, Directiva urmăreşte să sprijine instalaţiile de cogenerare existente şi să creeze un mecanism echilibrat pe piaţă. Directiva asigură armonizarea definiţiilor cogenerării, randamentelor, micro şi mini cogenerării şi un cadru de garantare a originii energiei electrice produse în cogenerare.

Alte directive şi rezoluţii ale UE, privind cogenerarea: Cartea verde asupra siguranţei alimentării cu energie (15.11.2001): prin care se cer măsuri de incitare în favoarea trecerii la utilizarea instalaţiilor de producere eficientă a energiei, “ incluzând şi cogenerarea”; Rezoluţia din 25.10.2002 asupra punerii în aplicare a primei etape a programului european privitor la schimbările climatice, urmarea protocolului de la Kyoto: “…Parlamentul european salută ideea de a se supune aprobării o propunere de revigorare a măsurilor comunitare pentru promovarea cogenerării şi cere adoptarea rapidă a unei directive” pentru aceasta. Directiva 91/11.12.2002 asupra performanţelor energetice ale clădirilor: “… este obligatoriu pentru Statele membre de a veghea astfel încât pentru clădirile noi cu o suprafaţă totală utilă de peste 1.000 m2 pe lângă alte sisteme care fac obiectul studiilor.

B) Documente legislative în domeniul mediului

Principalele documente legislative din domeniul mediului sunt prezentate în cele ce urmează:• Ordonanţa de Urgenţă, nr. 195/2005 privind protecţia mediului, care abrogă Legea Protecţiei

Mediului, nr. 137/1995, (republicată în anul 2000 cu modificările şi completările din OU nr. 91/2002 şi aprobată prin Legea nr. 294/2003);

• Legea Protecţiei Atmosferei, nr. 665/2001, care urmăreşte prevenire, 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, 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;

HG nr. 541/2003 modificată prin HG nr. 322/2005; este principala reglementare care guvernează sectorul producerii energiei, privind limitarea emisiilor de poluanţi (SO2, NOx şi pulberi) în aer de la instalaţiile mari de ardere, cu puterea termică egală sau mai mare de 50 MWt pentru orice tip de combustibil (solid, lichid sau gazos).

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 154

Pentru instalaţiile mari de ardere cu funcţionare pe combustibil gazos şi lichid, valorile limită stabilite de HG nr. 541/2003 ale emisiilor de substanţe poluante sunt următoarele:

Tip combustibilPutere termică(MWt)

SO2

(mg/Nm3)

NOx

(mg/Nm3) Pulberi(mg/Nm3)

O2

( %)

Gazos Lichid

≤ 300≤ 300

351700

350450

550

33

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 155

CAPITOLUL 9. MĂSURI DE EFICIENTIZARE A FUNCŢIONĂRII SISTEMULUI INTEGRAT DE TERMOFICARE

9.1. Necesitatea si oportunitatea eficientizarii sistemului de termoficare

Integrarea României în structurile Comunităţii Economice Europene şi armonizarea cu politica energetică comunitară, implică competitivitate tehnico-economică, siguranţă în funcţionare a sistemului centralizat de producere şi distibuţie a energiei termice şi implicit în alimentarea consumatorilor, alături de atenţia acordată protecţiei mediului inconjurător.

Structura sistemului centralizat de producere şi distribuţie a energiei termice conform HG 462/2002 pentru aprobarea Programului „Termoficare 2006 ÷ 2009 Calitate şi Eficienţă”, este următoarea:

Grupa 1: Componente ale sistemului centralizat:1. Unitatea de producţie agent termic2. Reţeaua de transport agent termic primar (apă fierbinte)3. Puncte de termoficare 4. Reţeaua de distribuţie a apei calde şi a agentului termic de încălzire5. Contorizarea la nivel de imobil

Grupa 2: Componente ale consumatorului final:6. Reţeaua interioară de alimentare a imobilului, cu apă caldă şi cu agent termic de încălzire 7. Contorizarea individuală împreună cu robinetele termostatateGrupa 3: Componenta de reabilitare termică a clădirilor de locuit:8. Reabilitarea termică a anvelopei clădirilor de locuit, respectiv a faţadelor, teraselor şi a

tâmplăriei exterioare.

Scăderea permanentă în ultimii ani a consumului de energie termică, se datorează unui complex de factori de natură socială şi economică, respectiv:- desfiinţarea unor companii industriale sau divizarea acestora;- construirea, de către unele companii, a unor surse proprii de energie termică;- creşterea permanentă a preţului combustibilului, ceea ce a condus implicit la creşterea

preţului energiei;- situaţia financiară dificilă a populaţiei, care datorită nivelului veniturilor, au recurs la

solicitarea debranşărilor parţiale sau totale a locuinţelor de la sistemul centralizat de termoficare.

Un alt aspect care a condus la scăderea cantităţii anuale de căldură livrată, constă în condiţiile meteorologice favorabile din ultimii ani. După cum este cunoscut, sistemele de termoficare funcţionează în baza diagramei de reglaj care este în directă relaţie cu variaţia temperaturii exterioare. Datorită faptului că în ultimii ani temperaturile exterioare au fost mult mai ridicate

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 156

decât cele pentru care a fost dimensionat sistemul de termoficare, cantităţile de căldură livrate au fost mai reduse.

SC DALKIA TERMO PRAHOVA SRL, unitatea care exploatează reţelele de transport şi distribuţie, precum şi punctele termice urbane, susţine aplicarea unor soluţii tehnice performante, capabile să asigure condiţii normale de viaţă şi de muncă locuitorilor şi pe de altă parte conservarea resurselor primare, protecţia şi conservarea mediului, accesul generaţiilor viitoare la resursele energetice primare.

În prezent sistemul de termoficare din municipiul Ploieşti funcţionează cu eficienţă redusă (randamente scăzute, pierderi de energie termică prin izolaţie, etc) şi consumuri specifice ridicate de combustibil şi energie electrică. În plus, există o serie de constrângeri privind caracteristicile tehnice şi constructive ale imobilelor.

Imobilele racordate la sistemele centralizate de încălzire urbană prezintă o serie de caracteristici din punctul de vedere al performanţelor termice, şi anume în:- zidurile exterioare şi terasele realizate cu tehnologii şi materiale care facilitează transferul

de căldură către exterior;- tâmplării cu performanţe foarte scăzute din punctul de vedere al transferului de căldură;- instalaţiile interioare de încălzire nu sunt individualizate pe apartamente, nepermiţând o

contorizare individuală pe fiecare abonat.

Procesul de liberalizare a pieţei de energie şi posibilităţile oferite prin exploatarea unor grupuri energetice cu o înaltă competitivitate şi eficienţă – în contextul apropiatei aderări la Uniunea Europeană - impune analizarea posibilităţilor de îmbunătăţire a modului de satisfacere a cererii de energie electrică şi termică.

Având în vedere sprijinul guvernamental acordat comunităţilor locale prin adoptarea Programului “Termoficare 2006-2009 calitate şi eficienţă”, aprobat cu HG 462/2006, SC DALKIA TERMO PRAHOVA, consideră oportună aplicarea unor soluţii tehnice performante în scopul eficientizării sistemelor centralizate de producere şi distribuţie a energiei termice.

Obiectivul principal urmărit prin realizarea proiectului integrat de eficientizare pe întregul lanţ de la sursă până la consumatorul final, constă în asigurarea optimizării funcţionării sistemului centralizat de producere, transport şi distribuţie din municipiul Ploieşti, în vederea creşterii eficienţei energetice, a gradului de siguranţă în alimentarea cu căldură a consumatorilor urbani, precum şi protejarea mediului înconjurător în conformitate cu normele europene.

În contextul creşterii competiţiei pe piaţa de energie, prioritatea acordată cogenerării rezidǎ din avantajele sale principale, desprinse din experienţa acumulată până în prezent:

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 157

Economie de combustibil primar; producerea combinată a energiei electrice şi termice în instalaţia de cogenerare este considerabil mai eficientă decât producerea aceloraşi cantităţi de energie electrică şi termicǎ separat în centrale electrice şi centrale termice clasice.

Reducerea poluǎrii atmosferice; eficienţa ridicată a utilizării combustibilului are un impact pozitiv asupra mediului, emisiile de gaze de ardere fiind mai reduse decât în cazul oricărei alte metode de producere a energiei. De aceea extinderea cogenerării poate fi un instrument de bază în îndeplinirea programelor de reducere a poluării şi mai ales a emisiilor atmosferice de bioxid de carbon – pentru care, conform Protocolului de la Kyoto, România şi-a asumat un obiectiv de reducere cu 8% până în anul 2012 faţǎ de nivelul anului 1989.

Astfel, promovarea/extinderea sistemelor de cogenerare răspunde necesităţilor generale privind creşterea eficienţei energetice şi protecţia mediului înconjurător.

Toate măsurile care vor fi propuse pentru eficientizarea funcţionării în perioada de perspectivă a sistemului integrat de termoficare din Municipiul Ploieşti, vor fi stabilite ca urmare a analizării unor soluţii tehnice moderne şi performante la nivel mondial, cu un grad redus de poluare a mediului ambiant. Vor fi avute în vedere de asemenea noile prevederi legislative care asigură facilităţi în ceea ce priveşte implementarea măsurilor de creştere a eficienţiei globale a sistemelor de termoficare. Principalele efecte scontate ca urmare a implementării măsurilor propuse, vor consta în:- reducerea pierderilor de căldură din cadrul sistemului- reducerea consumurilor specifice de combustibil şi energie- creşterea eficienţei echipamentelor şi instalaţiilor din cadrul sistemului- creşterea gradului de siguranţă în exploatare a sistemului- reducerea costurilor de producere a energiei- facturarea corespunzătoare a energiei termice livrate şi creşterea gradului de încasare a

facturilor - creşterea gradului de protecţie a mediului ambiant ca urmare a reducerii emisiilor poluante

(CO2, CO, SO2, NOx, pulberi, etc).

Toate măsurile tehnice avute în vedere vor avea la bază concluziile rezultate în urma analizei referitoare la:- starea actuală a tuturor componentelor sistemului de termoficare - piaţa de energie din municipiul Ploieşti- prevederile legislative referitoare la funcţionarea echipamentelor energetice şi respectarea

restricţiilor de mediu- prevederile legislative referitoare la creşterea calităţii şi eficienţei sistemelor de

termoficare.

9.2. Generalităţi privind măsurile abordate

În vederea implementării măsurilor de eficientizare a sistemului integrat de termoficare din Municipiul Ploieşti care vor permite companiei să beneficieze de facilităţile pe care le oferă

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 158

prevederile legislative referitoare la sistemele de termoficare, analiza va fi abordată distinct pe următoarele tipuri de lucrări:- Lucrări cu privire la sursa de producere a energiei termice în vederea producerii agentului

termic în condiţii de eficienţă energetică ridicată (Componenta 1).- Lucrări de reabilitare şi modernizare a reţelelor de transport şi distribuţie şi a punctelor

termice (Componentele 2, 3, 4).- Lucrări de contorizare la nivel de imobil (Componenta 5).- Lucrări de reabilitare şi modernizare a reţelelor interioare de alimentare a imobilului cu apă

caldă şi agent termic de încălzire şi contorizarea individuală (Componentele 6, 7).- Lucrări de reabilitare termică a anvelopei clădirilor, a faţadelor, teraselor şi tâmplăriei

exterioare (Componenta 8).

Pentru Componentele 2 ÷ 8 vor fi stabilite şi evaluate principalele lucrări şi măsuri necesare, fără a fi elaborată o analiză comparativă a mai multor soluţii.

În ceea ce priveşte creşterea eficienţei globale a sursei de energie, va fi elaborată o analiză comparativă din punct de vedere tehnico – economic a mai multor soluţii, în scopul stabilirii soluţiei optime care să permită accesarea fondurilor prevăzute de cadrul legislativ pentru realizarea unor astfel de lucrări (Componenta 1).

9.3 Măsuri pentru îmbunãtăţirea eficienţei la consumatorii de căldurã

9.3.1 Contorizare la nivel scara bloc / imobil (Componenta 5)

Liberalizarea pieţei de energie termicã şi reducerea subvenţiilor, reclamă prevederea unei aparaturi de măsură adecvate, în punctele de interfaţă furnizor – consumatori, respectiv la nivel branşament termic.

La sfârşitul anului 2005 fiind realizatã în proporţie de 100 % contorizarea energiei termice la nivel de scarã de bloc (imobil) pentru cele 64 138 apartamente din Municipiul Ploieşti, în cadrul acestui studiu nu se mai trateazã aceastã categorie de lucrãri.

9.3.2 Instalaţii interioare şi contorizare individuală (Componentele 6, 7)

Având în vedere că fondul locativ, racordat la sistemul centralizat de producere şi distribuţie a energiei termice are o vechime de peste 30 ani, instalaţiile interioare de apă caldă şi încălzire din clădiri au un grad înalt de uzură, necesitând înlocuirea totală a acestora.

Pentru instalaţiile de distribuţie a apei calde de consum şi a agentului termic pentru încălzire, se impune ca odată cu înlocuirea lor, să se schimbe şi soluţia de distribuţie în imobil, respectiv trecerea de la distribuţia pe verticală, la distribuţia pe orizontală.

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 159

Schimbarea soluţiei de distribuţie creează posibilitatea contorizării consumurilor individuale pe apartament (pentru cca. 49 021 apartamente), atât pentru apa caldă de consum, cât şi pentru încălzire.

Proiectarea şi montarea instalaţiilor interioare, respectând principiul distribuţiei pe orizontală, va asigura montarea aparatelor de măsură şi contorizare în exteriorul apartamentelor, în spaţii comune. Astfel se crează condiţiile unor citiri şi verificări permanente ale aparatelor, fără acces în apartamente, precum şi posibilitatea restricţionãrii alimentãrii în cazul unor consumatori care nu respectã condiţiile contractuale.

De asemenea se ofera posibilitatea consumatorului de a-şi regla regimul termic pe fiecare calorifer, prin montarea robineţilor termostatici, respectiv pe fiecare cameră a apartamentului, funcţie de necesitãţi şi capacitatea de platã a contravalorii serviciului. Economia privind consumul, realizatã prin aceste robinete, este înregistratã prin intermediul repartitorului de costuri de încãlzire, care permite determinarea consumului de cãldurã de pe fiecare calorifer în parte, asigurând astfel baza tehnicã a sistemului de repartizare a costurilor încãlzirii pe apartamente.

Utilizarea repartitorului este eficientã în sistemele de încãlzire racordate la sistemul de termoficare. Aparatele pot fi citite individual, sau în cazul repartitoarelor electronice, datele pot fi transmise la distanţa, la o unitate de stocare a datelor.

Având în vedere ca o parte din apartamente au montaţi robineţi termostatici, prin prezentul proiect s-au prevãzut a se monta cca. 30.251 de robineţi termostatici.

Se impune ca atât contoarele de apartament cât şi cele de branşament sã fie de acelaşi tip şi clasã de precizie pentru a nu avea diferenţe de mãsurare.

9.3.3 Anvelopa clădirilor – faţade, terase, tamplărie exterioară (Componenta 8)

Soluţia de reabilitare şi modernizare termică a anvelopei clădirilor de locuit existente se va realiza astfel:

Soluţii pentru termoizolarea pereţilor exteriori

Îmbunătăţirea protecţiei termice la nivelul pereţilor exteriori ai clădirilor se propune a se realiza prin montarea unui strat termoizolant suplimentar din polistiren expandat ignifugat de 5-10cm grosime, amplasat pe suprafaţa exterioară a pereţilor exteriori existenţi, protejat cu o tencuială subţire de 5-10 mm grosime, armată cu o ţesătură deasă din fibre de sticlă.

Soluţia prezintă următoarele avantaje:- realizează în condiţii optime corectarea punţilor termice;- conduce la o alcătuire favorabilă sub aspectul difuziei la vaporii de apă şi al stabilităţii

termice;

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 160

- protejează elementele de construcţie structurale precum şi structura în ansamblu, de efectele variaţiei de temperatură a mediului exterior;

- nu conduce la micşorarea ariilor suprafeţelor utile şi locuibile;- permite realizarea, prin aceeaşi operaţie, a renovării faţadelor;- nu necesită modificarea poziţiei corpurilor de încălzire şi a conductelor instalaţiei de

încălzire;- permite locuirea apartamentelor în timpul executării lucrărilor de reabilitare şi

modernizare;- nu afectează pardoselile, tencuielile, zugrăvelilor şi vopsitoriile interioare existente;

Soluţia propusă va fi realizată astfel:- Stratul suport trebuie pregătit cu câteva zile înainte de montarea termoizolaţiei, verificat şi

eventual reparat, inclusiv în ceea ce priveşte planeitatea (având în vedere că în această soluţie abaterile de la planeitate nu pot fi corectate prin sporirea grosimii stratului de protecţie);

- Stratul termoizolant, din plăci de polistiren expandat ignifugat, detensionate, este fixat prin lipire pe suprafaţa suport, reparată şi curăţată în prealabil; stratul de lipire se realizează, de regulă, din mortar sau pastă adezivă cu lianţi organici (răşini), lipirea făcându-se local, pe fâşii sau puncte;

- Fixarea stratului termoizolant se poate face fie prin lipire, fie mecanic (cu bolţuri din oţel inoxidabil, cu expandare, montate în găuri forate cu dispozitive rotopercutante, sau cu dibluri de plastic cu rozetă), fie cu ambele procedee, pentru împiedicarea smulgerii datorate sucţiunii;

- Montarea plăcilor termoizolante se va face cu rosturile de dimensiuni cât mai mici şi decalate pe rândurile adiacente, având grijă ca adezivul să nu fie în exces să nu ajungă în rosturi, fapt care ar conduce la pericolul apariţiei ulterioare a crăpăturilor în stratul de finisaj. La colţuri şi pe conturul golurilor de fereastră se vor prevedea plăci termoizolante în formă de L;

- Stratul de protecţie şi de finisaj se execută, în straturi succesive (grundul şi tinciul/pelicula finală de finisaj) în grosime totală de 5-10mm, se armează cu o ţesătură deasă din fibre de sticlă;

- Tencuiala(grundul) trebuie să realizeze, pe lângă o aderenţă bună la suport (inclusiv elasticitate pentru preluarea dilatărilor şi contracţililor datorită variaţiilor climatice, fără desprinderea de suport) şi permeabilitate la vaporii de apă concomitent cu impermeabilitate la apă;

- Tencuiala subţire se realizeză din paste pe bază de răşini siliconice obţinute prin combinarea lianţilor din răşini siliconice cu o răşină sintetică acrilică în dispersie apoasă care reduce coeficientul de absorbţie de apă prin capilaritate. Finisarea se poate face cu vopsele în dispersie apoasă;

- Reţeaua de armare, fixată pe suprafaţa suport cu mortar adeziv, este în funcţie de tipul liantului folosit la componenta de protecţie (din fibră de sticlă-eventual protejate cu o peliculă din material plastic pentru asigurarea protecţiei împotriva compuşilor alcalini în cazul tencuielilor cu mortare hidraulice- sau fibre organice: polipropilenă, poliester). Trebuie

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 161

asigurată continuitatea stratului de armare prin suprapunerea corectă a foilor de ţesătură din fibră de sticlă(min.10cm). În zonele de racordare a suprafeţelor ortogonale, la colţuri şi decroşuri, pe conturul golurilor de fereastră, se prevede dublarea ţesăturilor din fibră de sticlă (fâşii de 25cm) sau/ şi folosirea unor profile subţiri din aluminiu. La colţurile golurilor de fereastră, pentru armarea suplimentară a acestora, se vor prevedea ştraifuri din ţesătură din fibre de sticlă cu dimensiuni 20x40cm, montate la 45°.

Execuţia trebuie făcută în condiţii speciale de calitate şi control, de către firme specializate, care deţin de atfel şi patentele aferente, referitoare în primul rând la compoziţia mortarului, dispozitivele de prindere şi solidarizare, scule, maşini precum şi la tehnologia de execuţie.

Soluţii pentru modernizarea tâmplăriei exterioare

Înlocuirea tâmplăriei existente, se va face cu tâmplărie nouă performantă, cu ramă din PVC în sistem tricameral, cu profile metalice galvanizate de ramforsare, cu geam termoizolant dublu 4-16-4, cu o suprafaţă tratrată low-e, cu spaţiul dintre geamuri umplut cu aer, cu garnituri de etanşare între toc şi cercevele şi pe conturul geamurilor termoizolante.

Soluţii pentru termoizolarea planşeului peste subsol

Pentru planşeul peste subsol termoizolarea suplimentară se va realiza prin montarea unui strat de polistiren expandat, protejat cu un strat de tencuială subţire, soluţia fiind similară cu cea utilizată la pereţi exteriori, dar fără stratul de finisaj. Stratul termoizolant se aplică la partea inferioară (tavanul) a planşeului, după repararea acestuia, fără îndepărtarea tencuielii existente.

Soluţii pentru termoizolarea planşeului (de pod) peste ultimul nivel

În vederea îmbunătăţirii protecţiei termice la terasă se prevede peste ultimul planşeu a unui strat termoizolant din polistiren expandat ignifugat, după curăţirea suprafeţei terasei.Pentru tehnologia de montare a termoizolaţiei, se vor respecta indicaţiile prezentate pentru pereţii exteriori.

9.4 Măsuri de creştere a eficienţei energetice în sistemele de transport şi distribuţie

În urma analizei privind starea tehnică a echipamentelor şi instalaţiilor care intră în componenţa sistemului de transport şi distribuţie, se propun următoarele tipuri de lucrări necesare în vederea îmbunătăţirii eficienţei energetice:

9.4.1 Sistemul de transport (Componenta 2 )

Măsurile necesare în vederea creşterii eficienţei în sistemul de transport a căldurii, cuprind:Lucrări termomecanice:

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 162

- înlocuirea izolaţiei existente pentru conductele amplasate suprateran, pentru care s-a constatat cã starea conductelor este bunã. Izolaţia va fi în douã straturi, în soluţie modernã, având între cele 2 straturi, 2 conductori metalici pentru supravegherea stãrii conductelor.

- lucrări de înlocuire a conductelor existente uzate, amplasate subteran în canale termice, prin utilizarea metodologiei de instalare a conductelor preizolate sau clasice cu izolaţie modernã;

- reabilitarea magistralei VI Ploieşti, cu reducerea diametrului acesteia de la Dn600 la Dn 400-Dn300, realizarea unei bretele de legaturã între magistrala VI şi magistrala IV C, realizarea unei bretele de legaturã între ramificaţia Crâng şi magistrala VI (FC25);

- lucrari de montaj pentru conductele de termoficare noi, pentru racordarea la sistemul de termoficare, a consumatorilor reprezentati de institutiile publice din domeniul sanatatii, invatamantului, culturii, pe o lungime de traseu de cca.11,5km, in solutia conducte preizolate.

- montarea unor vane de reglaj în cele mai importante puncte ale sistemului, respectiv platformele de vane F25, F33 Vest, F33 Sud, F7, din caminele de racord mai importante, cu posibilitãţi de comandã a acestora la distanţã.

- realizarea unui sistem de supraveghere şi control al sistemului.

Se propune prin proiect: demontarea conductelor existente şi inlocuirea acestora cu conducte noi din oţel, în soluţie preizolată sau clasicã dar cu izlolaţie modernã, funcţie de amplasare. Acestea vor avea diametre redimensionate, stabilite în urma calculelor de dimensionare, funcţie de necesarul de căldurã.

Avându-se în vedere lucrãrile de reabilitare efectuate pe o lungime de cca.10,7km de conducte din ultimii ani, rãmân de reabilitat cca.136 km lungime conducte.

Soluţia tehnică de instalare in sistem preizolat presupune utilizarea conductelor termice preizolate, cu izolaţie din spumă rigidă de poliuretan şi manta de protecţie 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.

Soluţia de instalare în sistem preizolat oferă o serie de avantaje, printre care: - pierderi minime în transportul căldurii (coeficient de conductivitate termică al spumei

poliuretanice la 50 0C este de 0,027 W/mK);- durate de viaţă de 30 de ani şi mai mari;- siguranţa sporită în exploatare (sistemul de avertizare al eventualelor incidente inclus în

spuma de poliuretan asigură depistarea rapidă şi localizarea cu precizie a acestora);- eliminarea practic a pierderilor de agent termic în reţele;- durata mică de execuţie a lucrărilor de şantier;- ocuparea unor spaţii reduse în teren;- costuri reduse de întreţinere şi exploatare a reţelelor.

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 163

Conductele preizolate vor urmări traseele existente ale actualei reţele de agent termic primar, folosind culoarele libere create prin dezafectarea conductelor existente, reducând la minimum lucrările de devieri de instalaţii subterane. Vor fi asigurate şi instalaţiile anexe, respectiv goliri şi aerisiri, echipate cu vane preizolate.

Pentru realizarea reţelelor noi, configuraţia reţelei a fost astfel aleasă încât traseele să fie cât mai scurte şi amplasate pe cât posibil în spaţii verzi. La stabilirea traseelor s-a ţinut seama de propunerile de amplasare ale beneficiarului. Vor fi asigurate şi instalaţiile anexe, respectiv goliri şi aerisiri, echipate cu vane preizolate.

Reabilitarea platformelor de vane, a cãminelor de racord importante se va face prin demontarea vanelor vechi şi montarea de vane noi de secţionare şi de racord, cu performanţe sporite (sferã sau fluture), manuale (Dn100-Dn300) sau electrice (Dn400-Dn1000)

Lucrări de construcţii:- Menţinerea canalelor existente şi reamenajarea lor ( demolare perete lateral dacă este

cazul, curăţire) în vederea amplasării noilor conducte preizolate ce vor fi amplasate pe un pat de nisip, acoperirea lor cu un alt strat de nisip, după care se va executa acoperirea cu pãmânt bine compactat, până la nivelul solului.

- Consolidãri stâlpi, la conductele amplasate aerian, dacã este cazul;- Realizarea şanţului pentru traseele noi, în vederea montãrii conductelor noi preizolate, cu

respectarea tehnologiei de montaj.- Realizarea punctelor fixe, a unor camine de acces vane de tip preizolat- Refacere dacã este cazul a platformelor, a îngrãdirilor acestora.

După terminarea lucrărilor se va reface structura drumurilor, aleilor, conform celei iniţiale.

9.4.2 Sistemul de distribuţie (Componenta 4)

Lucrări termomecanice Se vor face intervenţii privind reabilitarea conductelor de distribuţie nereabilitate pânã în prezent. Se propun următoarele lucrări:- demontarea conductelor existente;- înlocuirea acestora cu conducte preizolate montate direct in pământ, urmând traseele

existente, cu excepţia situaţiilor în care acestea subtraversează subsolurile blocurilor, caz în care conductele vor fi montate pe trasee noi.

Procesul de modernizare şi reabilitare al reţelelor de distribuţie va fi realizat pe o lungime de traseu de cca.14,9 km, având 4 conducte (încălzire tur - retur, apă caldă de consum şi recirculare), cu diametre cuprinse între Dn25 şi Dn200.

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 164

Conductele preizolate prezintă aceleaşi caracteristici tehnice şi avantaje ca şi în cazul sistemului primar, diferă doar temperatura de funcţionare, care este mai scăzută: maximum 90 C pentru conductele de încălzire şi maximum 55C pentru conducta de apă caldă de consum.

Conductele de distribuţie sunt de asemenea prevăzute cu fire electrice pentru semnalizarea şi localizarea avariilor.

Conductele de distribuţie sunt prevăzute cu instalaţii anexe pentru golirea şi aerisirea acestora, precum şi cu vane de secţionare cu obturator sferic preizolate.

Lucrări de construcţiiLucrările de reabilitare pe parte de construcţii constau în următoarele: - Menţinerea canalelor existente şi reamenajarea lor (scoaterea plăcilor de acoperire,

demolare perete lateral dacă este cazul, curăţire) în vederea amplasării noilor conducte preizolate ce vor fi amplasate pe un pat de nisip, acoperirea lor cu un alt strat de nisip, după care se va executa acoperirea cu pãmânt bine compactat, până la nivelul solului.

- Realizarea şanţului pentru montarea conductelor noi, în cazul traseelor noi, cu respectarea tehnologiei specifice.

Se estimează că în urma aplicării măsurilor de eficientizare în sistemul de transport şi distribuţie, pierderile de energie termică vor fi de cca. 14% faţã de cca. 22 % cât sunt în prezent.

9.4.3 Punctele termice (Componenta 4)

Având în vedere lucrãrile permanente de reabilitare pe parte termomecanicã, efectuate în punctele termice sau în curs de execuţie, prin prezentul studiu se propune doar reabilitarea pe parte de construcţii a clãdirilor celor 87 de puncte termice, respectiv: - refacerea pardoselii din toate punctele termice;- repararea tencuielilor şi zugrăvelilor la pereţii interiori şi exteriori;- refacerea tâmplăriei şi geamurilor sparte de la ferestre;- construirea unei camere de comandă pentru sistemul de monitorizare într-unul din

punctele termice existente;- repararea şi amenajarea grupurilor sanitare din punctele termice;- evacuarea apei din subsol şi refacerea hidroizolaţiei la pereţii subsolului acolo unde este

cazul; refacerea izolaţiei terasei (acoperiş);- Stâlpii existenţi din structura de rezistenţă a punctelor termice vor fi reparaţi şi tencuiţi.

Racordarea la sistemul centralizat de termoficare a consumatorilor existentţ, reprezentaţi de instituţii publice, care în momentul de faţã au un sistem propriu de încãlzire, se va realiza prin intermediul unor module termice, care sunt ansambluri prefabricate complet echipate şi automatizate. Astfel se va realiza distribuţia agentului termic primar la consumatori printr-o reţea formată din 2 conducte, soluţie ce prezintă numeroase avantaje de ordin tehnic şi economic.

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 165

Modulele prevăzute vor avea agrement MLPTL şi vor fi fabricate în regim de control al calităţii conform SR EN ISO 9001, ISO 9001 sau ISO 9002.

Modulele termice, complet echipate şi automatizate, se vor racorda la : reţeaua de agent termic primar; reţeaua de apa rece; reţeaua de canalizare; reţeaua de energie electrică (iluminat +forţa).

Schema propusă este schema de racordare indirectă a instalaţiilor de încălzire la reţeaua primară, prin intermediul unui schimbător de căldură şi prepararea apei calde de consum, în schimbator de caldura in paralel cu sistemul de încălzire.

În componenţa modulului vor intra următoarele echipamente: schimbător de căldură cu plãci pentru prepararea agentului termic de încălzire; pompe pentru circulaţia agentului termic de încălzire; bucla de reglare a temperaturii agentului termic de încălzire în funcţie de temperatura

exterioară (robinet de reglare, regulator electronic şi sonde de temperatură); schimbător de căldură cu plãci pentru prepararea apei calde de consum; vas de expansiune cu membrana; filtre de impurităţi; bucla de reglare a temperaturii apei calde de consum (robinet de reglare, regulator

electronic şi sonda de temperatură); bucla contorizare energie termicã consumatã; tablou electric de comandă şi control; aparate de măsură (manometre, termometre); supape de siguranţă; armături închidere şi armãturi golire/aerisire, umplere automatã circuit încãlzire pompe pentru recircularea apei calde de consum.

Modulele termice se vor amplasa în clãdirile existente sau în spaţii special amenajate amplasate în apropierea consumatorului. Spaţiul de amplasare a modulelor termice va fi cu aerisire directă şi nu va avea infiltraţii de apă.

9.4.4 Sistem de monitorizare

În situaţia actuală nu există sistem de monitorizare privind funcţionarea sistemului, ci numai o slabă dotare privind gestiunea livrării agentului termic. În cadrul acţiunii de reabilitare şi modernizare a sistemului de alimentare centralizată cu căldură s-a prevăzut creerea unui sistem 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;

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 166

introducerea contorizării 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 punctele termice, corelată cu instalarea elementelor primare de reglare la consumatori;

nivel central de supraveghere.

9.5 Necesarul de cãldurã aferent consumatorilor racordaţi la sursele de producere

9.5.1 Premise care au stat la baza stabilirii necesarului de căldură

Calculul necesarului de energie termică pentru încălzire şi prepararea apei calde de consum pe perioada de analizã din documentaţia de faţã are la bază datele furnizate de beneficiar.

Consumatorii de cãldurã urbani şi industriali din Municipiul Ploieşti, alimentaţi din sistemul centralizat, sunt grupaţi în urmãtoarea zone de consum: Centru, Democraţiei, Sud, Castor, Ienãchiţã, Malu Roşu, Vest, 9 Mai, Nord, Republicii, Mihai Bravu, Bucov – Obor, Calea Bucureşti, Depou CFR, conform planului prezentat în Anexa G.

Valorile maxime de cãldurã pentru încãlzire şi cele medii pentru prepararea apei calde de consum, necesare stabilirii valorilor maxime totale la nivelul punctelor termice urbane, au fost preluate de la Dalkia Termo Prahoha. Valorile respective au avut la baza inventarierea fãcutã privind energia termicã produsã pentru a fi livratã, energia termicã facturatã şi pierderile pe punctele termice.

S-a ţinut cont şi de debranşãrile din anii 2001÷2005 (5432 apartamente), precum şi de branşãrile din aceeaşi perioadã (739 apartamente), care au condus la reducerea consumurilor de cãldurã la nivelul punctelor termice faţã de situaţia iniţialã a sistemului centralizat. Începând cu anul 2005, ca urmare a investiţiilor fãcute permanent de operatorul de termoficare pentru îmbunãtãţirea serviciilor, dar şi datoritã creşterii preţului gazelor naturale, numãrul debranşãrilor a început sã scadã. În acelaşi timp, au fost înregistrate conectãri de apartamente la sistemul centralizat de termoficare. La sfârşitul anului 2005, erau alimentate cu cãldurã din sistemul centralizat un numãr de 64138 apartamente, având o suprafaţã echivalentã termic de 621132 mp. Aceste apartamente fiind cu contor la branşament.

Cantitatea actualã de energie termică furnizatã consumatorilor alimentaţi din CET Brazi, conform datelor primite pentru anul 2006 este urmãtorul:

a) Cantitatea de energie termicã pentru terţi din zona Brazi (racordaţi direct): cantitatea maximã orarã de cãldurã iarna 10,59 Gcal/h (12,32 MW t)cantitatea maximã orarã pentru încãlzire 10,11 Gcal/h (11,76 MWt)cantitatea medie orarã pentru preparare acc 0,48 Gcal/h (0,56 MW t)

Cantitate anualã 21 295,33 Gcal/an (24 766,47 MWt/an)

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 167

b) Cantitatea de energie termicã pentru populaţie oraş (64138 apartamente) : cantitatea maximã orarã de cãldurã iarna 190,07 Gcal/h (221,05 MW t)cantitatea maximã orarã pentru încãlzire 176,14 Gcal/h (204,85 MWt)cantitatea medie orarã pentru preparare acc 13,93 Gcal/h (16,20 MW t)

Cantitate anualã 425 063,87 Gcal/an (494 349,28 MWt/an)c) Cantitatea de energie termicã pentru industrial oraş (agenţi economici, instituţii publice, partide):cantitatea maximã orarã de cãldurã iarna 22,46 Gcal/h (26,12 MW t)cantitatea maximã orarã pentru încãlzire 21,77 Gcal/h (25,32 MWt)cantitatea medie orarã pentru preparare acc 0,69 Gcal/h (0,80 MWt)


Centralele termice de zonã CT Bucov şi CT 23 August sunt modernizate din anul 1999 şi sunt complet automatizate, iar reglajul este calitativ. Energia termicã distribuitã este integral contorizatã, inclusiv la consumatorii de cãldurã urbani alimentaţi.

Cantitatea actualã de energie termică furnizatã consumatorilor alimentaţi din centralele termice de zonă conform datelor primite pentru anul 2006 este urmãtorul:

a) Cantitatea de energie termicã pentru populaţie din zona CT Bucov (320 apartamente): cantitatea maximã orarã de cãldurã iarna 0,91 Gcal/h (1,06 MWt)cantitatea maximã orarã pentru încãlzire 0,83 Gcal/h (0,96 MWt)cantitatea medie orarã pentru preparare acc 0,08 Gcal/h (0,09 MW t)


b) Cantitatea de energie termicã pentru populaţie din zona CT 23 August (146 apartamente): cantitatea maximã orarã de cãldurã iarna 0,42 Gcal/h (0,48 MWt)cantitatea maximã orarã pentru încãlzire 0,29 Gcal/h (0,34 MWt)cantitatea medie orarã pentru preparare acc 0,03 Gcal/h (0,03 MWt)


Plecând de la cantitatea actualã de energie termică furnizatã consumatorilor racordaţi direct la CET Brazi (terţi) şi celor racordaţi la sistemul centralizat din Municipiul Ploieşti (populaţie şi industrial) a fost evaluat necesarul de energie termică ca urmare a ansamblului de măsuri de creştere a eficienţei energetice la consumatori şi în reţelele termice. Evoluţia necesarului de cãldurã avutã în vedere pe perioada de realizare a lucrãrilor propuse este cea prezentatã în Anexa A.

Mãsurile de îmbunãtãţire a eficienţei la consumatorii urbani (apartamente) prezentate la cap. 9.3.2 şi cap. 9.3.3 au fost cuantificate în cadrul documentaţiei la o valoare medie de 25 % pentru reducerea necesarului de energie termicã pentru încãlzire. Întrucât acest proces este la început în momentul de faţã la noi în ţarã şi efectele lui de realizare sunt cunoscute punctual doar în

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 168

câteva localitãţi, în documentaţie au fost luaţi în considerare şi indici din literatura de specialitate pentru lucrãri de acest tip. Aprecierile noastre fiind conservative, valoarea rezultatã reprezintã o medie/apartament pe perioada de analizã.

Mãsurile de îmbunãtãţire a eficienţei în reţelele termice primare şi secundare prezentate la cap. 9.4 au fost cuantificate în cadrul documentaţiei la o valoare medie de 8 % pentru reducerea pierderilor faţã de situaţia actualã.

Pe lângã aceşti consumatori, au fost luaţi în considerare şi consumatorii dotãri publice din Municipiul Ploieşti, respectiv: instituţii socio–culturale (şcoli, grãdiniţe, spitale, teatre, muzee, biblioteci, complexe sportive, tribunale, etc.) şi instituţii financiare (trezorerii, agenţii CEC, etc.). Aceste dotãri publice sunt alimentate în prezent din surse de căldură proprii cu eficienţă energetică redusă. În acest context se poate lua în calcul posibilitatea adoptãrii sistemului de încãlzire cu module termice şi racordării lor directe la sistemul centralizat, în punctele cele mai apropiate.

Necesarul de cãldurã aferent acestor dotãri publice a fost estimat şi prezentat detaliat (pe categorii de consumatori) în cap. 7.5 (piaţa de energie termicã).

Evoluţia necesarului de cãldurã avutã în vedere pe perioada de realizare a lucrãrilor propuse este cea prezentatã în Anexa A.

Plecând de la cantitatea actualã de energie termică furnizatã consumatorilor racordaţi la CT Bucov şi CT 23 August a fost evaluat necesarul de energie termică ca urmare a aplicãrii soluţiei de reabilitare termică a clădirilor de locuit existente. Având în vedere cã aceste centrale de zonã sunt relativ recent modernizate se considerã cã soluţia optimã de asigurare a acestor consumatori este cea aplicatã în prezent.

9.5.2. Necesarul de energie termică în sistemul centralizat de alimentare cu energie termică

Necesarul de energie termică în sistemul centralizat de alimentare cu energie termică, dupã aplicarea mãsurilor de eficientizare şi racordare a noilor consumatori (dotãri publice) este urmãtorul:

a) Necesarul de energie termicã pentru populaţie oraş (64138 apartamente) : necesarul maxim orar de caldurã iarna 146,04 Gcal/h (163,86 MW t)necesarul maxim orar pentru încãlzire 132,11 Gcal/h (153,64 MWt)necesarul mediu orar pentru preparare acc 13,93 Gcal/h (16,20 MW t)


b) Necesarul de energie termicã pentru industrial oraş (agenţi economici, instituţii publice, partide):necesarul maxim orar de cãldurã iarna 22,46 Gcal/h (26,12 MWt)

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 169

necesarul maxim orar pentru încãlzire 21,77 Gcal/h (25,32 MWt)necesarul mediu orar pentru preparare acc 0,69 Gcal/h (0,80 MW t)


c) Necesarul de energie termicã pentru instituţii publice nou preluate :necesarul maxim orar de cãldurã iarna 28,7 Gcal/h (33,37 MW t)necesarul maxim total pentru încãlzire 26,1 Gcal/h (30,35 MWt)necesarul mediu total pentru preparare acc 2,6 Gcal/h (3,02 MW t)


9.5.3. Necesarul de energie termică la nivelul centralelor termice de zonă

Necesarul de energie termică aferent consumatorilor racordaţi la centralele termice, dupã aplicarea mãsurilor de reabilitare termicã a clãdirilor este urmãtorul:

a) Necesarul de energie termicã pentru populaţie din zona CT Bucov (320 apartamente): necesarul maxim orar de cãldurã iarna 0,70 Gcal/h (0,81 MW t)necesarul maxim orar pentru încãlzire 0,62 Gcal/h (0,72 MWt)necesarul mediu orar pentru preparare acc 0,08 Gcal/h (0,09 MW t)


b) Necesarul de energie termicã pentru populaţie din zona CT 23 August (146 apartamente): necesarul maxim orar de cãldurã iarna 0,32 Gcal/h (0,37 MW t)necesarul maxim orar pentru încãlzire 0,29 Gcal/h (0,34 MWt)necesarul mediu orar pentru preparare acc 0,03 Gcal/h (0,03 MW t)

Cantitate anualã 834,43 Gcal/an (970,44 MWt/an)

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 170

CAPITOLUL 10. IDENTIFICAREA SOLUŢIILOR POSIBILE DE ASIGURARE A ENERGIEI TERMICE

Pentru fundamentarea soluţiilor de alimentare cu energie termicã a consumatorilor din Municipiul Ploieşti, în anul 2001 a fost elaborată lucrarea „Soluţia optimã privind strategia municipală de creştere a eficienţei energetice a sistemului de alimentare cu energie termică a Municipiului Ploieşti”, lucrare avizată în Consiliul Local al Municipiului Ploieşti prin Hotãrârea nr. 181/27.07.2001.

În cadrul documentaţiei amintite au fost analizate urmãtoarele tipuri de soluţii tehnice cu privire la producerea căldurii, şi anume: producerea separatã sau cogenerarea.

Cogenerarea a fost analizatã în 3 variante:- Menţinerea actualei alimentãri centralizate cu cãldurã din CET Brazi existentã;- Realizarea sursei de cãldurã centralã termicã, gradul de descentralizare mergând de la

diversele zone urbane specifice de consum, la nivelul grupelor de 2 –5 puncte termice şi pânã la nivelul actualelor puncte termice.

- Realizarea unei surse noi de cogenerare: cu turbine cu gaze, cu motoare termice sau cu turbine cu abur;

Soluţia optimă rezultată în urma analizei tehnico-economice comparative vizează: realizarea unei noi centrale de cogenerare unice, echipată cu turbine cu gaze, care va furniza energie termică consumatorilor racordaţi la actualele puncte termice, fãrã preluarea cartierului Mihai Bravu. Amplasarea propusă era o locaţie la intrarea în oraş (aproape de nodul de racord F25).

Soluţia optimã presupune echiparea centralei cu următoarele instalaţii principale:

2 instalaţii de turbine cu gaze de câte 27 MW şi 2 cazane recuperatoare cu ardere suplimentarã;

2 cazane de apă fierbinte (CAF) de 100 Gcal/h cu funcţionare atât pe gaze naturale cât şi pe păcură, care va participa la acoperirea necesarului de energie termică la vârf de sarcină;

Din punct de vedere al asigurãrii consumatorilor de energie termicã sub formã de apã fierbinte pentru Municipiul Ploieşti, în cadrul studiului promovat de Primãrie pentru stabilirea soluţiei optime de creştere a eficienţei alimentãrii cu cãldurã a consumatorilor, s-a ajuns la concluzia cã alimentarea centralizatã din sursa CET Brazi este şi ea viabilã. Acest lucru este posibil pentru încã 15 ani, în condiţiile asigurãrii unor indici de eficienţã tehnico –economici pozitivi. Pentru realizarea acestor indicatori sunt necesare însã lucrãri de investiţii destinate reabilitãrii/modernizãrii instalaţiilor şi echipamentelor, lucrãri care vor putea menţine pe piaţã producãtorul de energie termicã şi electricã în zona Prahova, zonã în care dinamica economicã se situeazã peste media ţãrii.

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 171

Pornind de la aceste considerente, societatea care administreazã sursa de cãldurã s–a preocupat de realizarea acestor lucrãri, inclusiv cu racordarea cartierului Mihai Bravu la sistemul centralizat şi modernizarea componentelor de transport şi distribuţie, corelat cu obţinerea fondurilor necesare.

Având în vedere schimbările legislative şi lansarea Programului „Termoficare 2006 - 2009 calitate şi eficienţă” aprobat prin HG 462/2006, al cărui scop este eficientizarea sistemelor centralizate de producere şi distribuţie a energiei termice, este necesarã reanalizarea din punct de vedere tehnico-economic a posibilităţilor de eficientizare a funcţionării sistemului centralizat de alimentare cu energie electrică a consumatorilor din Municipiul Ploieşti, în conformitate cu cerinţele acestui Program.

În vederea implementării măsurilor de eficientizare a sistemului integrat de termoficare din Municipiul Ploieşti, care vor permite companiei să beneficieze de facilităţile pe care le oferă prevederile legislative referitoare la sistemele de termoficare, analiza va fi abordată distinct pe următoarele tipuri de lucrări:- Lucrări cu privire la sursa de producere a energiei termice în vederea producerii agentului

termic în condiţii de eficienţă energetică ridicată (Componenta 1).- Lucrări de reabilitare şi modernizare a reţelelor de transport şi distribuţie şi a punctelor

termice (Componentele 2, 3, 4).- Lucrări de contorizare la nivel de imobil (Componenta 5).- Lucrări de reabilitare şi modernizare a reţelelor interioare de alimentare a imobilului cu

apă caldă şi agent termic de încălzire şi contorizarea individuală (Componentele 6, 7).- Lucrări de reabilitare termică a anvelopei clădirilor, a faţadelor, teraselor şi tâmplăriei

exterioare (Componenta 8).

Pentru Componentele 2 ÷ 8 au fost stabilite şi evaluate principalele lucrări şi măsuri necesare (prezentate în cap. 9.3 şi cap. 9.4), fără a fi elaborată o analiză comparativă a mai multor soluţii.

În ceea ce priveşte creşterea eficienţei globale a sursei de producere a energiei termice care asigurã sistemul centralizat (Componenta 1), va fi elaborată o analiză comparativă din punct de vedere tehnico–economic a 2 soluţii, în scopul stabilirii soluţei optime care să permită accesarea fondurilor prevăzute de cadrul legislativ pentru realizarea unor astfel de lucrări.

Analiza comparativã pentru sursa de cãldurã ţine seama de faptul cã lucrãrile propuse pentru Componentele 2 ÷ 8 s–au realizat deja în momentul punerii în funcţiune a noilor echipamente şi, de asemenea ţine seama de efectele acestor lucrãri.

Pentru centralele termice de cvartal (surse de cãldurã izolate) CT Bucov şi CT 23 August, nu se vor analiza soluţii noi de echipare întrucât acestea au fost relativ recent modernizate. Au fost luate în calcul însã apartamentele asigurate cu energie termicã de cãtre acestea în vederea aplicãrii lucrãrilor de reabilitare termică a clădirilor (Componenta 8).

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 172

10.1 Definirea soluţiilor tehnice de echipare a sursei centralizate de căldură

Pentru analiză s–au ales soluţiile de echipare şi funcţionare a sursei centralizate de căldură, pornind de la următoarele considerente:- Asigurarea necesarului de căldură la consumatori;- Echipamentele existente în cadrul CET Brazi;- Sursa de căldură CET LukOil, ca alternativă posibilă de asigurare a cca. 13 % din

necesarul de energie termică;- Regulamentul Programului Termoficare 2006 ÷ 2009, Calitate şi Eficienţă.

Soluţiile de echipare a sursei centralizate de căldură propuse sunt următoarele:

SOLUŢIA 1 – Presupune utilizarea echipamentelor existente din CET Brazi în perioada de iarnã şi echiparea centralei cu instalaţii noi, pentru asigurarea în mod special, în regim de cogenerare, a necesarului din perioada de varã. Aceste echipamente principale noi sunt urmãtoarele:

Instalaţie de turbină cu gaze şi cazan recuperator (ITGCR) având următoarele capacităţi orientative:

Turbina cu gaze – cca. 17 MW;Cazan recuperator de apă fierbinte – cca. 26 Gcal/h, fãrã ardere suplimentară.

Această instalaţie va funcţiona în baza curbei de sarcină 8568 ore/an, acoperind necesarul mediu orar de energie termică pentru prepararea apei calde menajere;

1 cazan de abur de 10 t/h (3,5 bar; 140 grd. C), cu funcţionare atât pe gaze naturale cât şi pe păcură, pentru asigurarea serviciilor interne termice ale centralei în perioada de varã când funcţioneazã numai ITGCR.

1 Acumulator de căldură de cca. 1300 mc pentru preluarea variaţiilor zilnice ale necesarului de apă caldă menajeră, care va permite o funcţionare constantă a ITGCR.

SOLUŢIA 2 - Presupune instalarea în CET Brazi a unei surse noi de cogenerare, pentru asigurarea întregului necesar de energie temicã din perioada de iarna şi din perioada de varã.

Aceste echipamente principale noi sunt următoarele:

1 Instalaţie de turbină cu gaze şi 1 cazan recuperator (ITGCR1) având următoarele capacităţi orientative:

Turbina cu gaze – cca. 17 MW; Cazan recuperator de apă fierbinte – cca.26 Gcal/h, fãrã ardere suplimentară.

Această instalaţie va funcţiona în baza curbei de sarcină 8568 ore/an, acoperind necesarul mediu orar de energie termică pentru prepararea apei calde menajere;

1 Instalaţie de turbină cu gaze şi 1 cazan recuperator (ITGCR2), având următoarele capacităţi orientative:

Turbina cu gaze – cca. 22 MW; Cazan recuperator de apă fierbinte – cca.39 Gcal/h, cu ardere suplimentară.

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 173

1 Instalaţie de turbină cu gaze şi 1 cazan recuperator (ITGCR3), având următoarele capacităţi orientative:

Turbina cu gaze – cca. 45 MW; Cazan recuperator de apă fierbinte – cca.59 Gcal/h, cu ardere suplimentară.

Aceste 3 instalaţii ITGCR au fost dimensionate pentru a putea acoperi cca. 60% din necesarul orar de energie termică din perioda de iarnă; 2 Cazane de apă fierbinte (CAF) de câte 50 Gcal/h, cu funcţionare atât pe gaze naturale cât şi pe păcură. Acestea vor participa la acoperirea necesarului de energie termică la vârf de sarcină şi în perioadele tranzitorii, când nivelul sarcinii termice nu poate asigura minimul tehnic de funcţionare al instalaţiilor de cogenerare. 2 cazane de abur de 10 t/h (3,5 bar; 140 grd C), cu funcţionare atât pe gaze naturale cât şi

pe păcură, pentru asigurarea serviciilor interne termice ale centralei. 1 Acumulator de căldură de cca. 1300 mc pentru preluarea variaţiilor zilnice ale necesarului

de apă caldă menajeră, care va permite o funcţionare constantă a ITGCR1.

Aceste 2 soluţii de echipare a sursei de cãldurã au fost analizate în urmãtoarele ipoteze referitoare la modul de asigurare a necesarului de energie termicã a consumatorilor din Municipiul Ploieşti:

Ipoteza A – asigurarea intregului necesar de energie termicã din CET Brazi

În cadrul Ipotezei A necesarul orar de energie termică la gard care urmează să fie asigurat din sursa de căldură (Soluţia 1; Soluţia 2), dupã realizarea mãsurilor propuse (Componentele 2 ÷ 8) are următoarele valori:

Regim de funcţionare

Terţi(Gcal/h)

Consumatori din Municipiul Ploieşti

Populaţie(apartamente)

(Gcal/h)

Industrial oraş(existent)(Gcal/h)

Instituţii publice (nou preluate)

(Gcal/h)Maxim iarna 14,50 166,48 25,60 32,89Mediu iarna 7,90 75,70 20,39 18,10Tranzitoriu 1,52 74,56 11,23 6,58Mediu vara 0 15,88 0,78 2,97

Ipoteza B – asigurarea necesarului din CET Brazi şi CET LukOil.

În cadrul Ipotezei B necesarul de energie termică la gard care urmează să fie asigurat din sursele de căldură (Soluţia 1;Soluţia 2), dupã realizarea mãsurilor propuse (Componentele 2 ÷ 8) are următoarele valori:

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 174

Din CET Brazi


Terţi(Gcal/h)

Consumatori din Municipiul PloieştiPopulaţie

(apartamente)(Gcal/h)



(Gcal/h)Maxim iarna 14,50 145,98 24,58 29,06Mediu iarna 7,90 59,82 19,61 15,13Tranzitoriu 1,52 58,68 10,45 3,61Mediu vara 0 0 0 0

Din CET LukOil

Necesarul de energie termicã furnizat este corespunzãtor celui de apã caldã de consum, atât iarna cât şi vara, în nodul de racord F25 astfel:


Consumatori din Municipiul Ploiesti Total energie termicã necesar a fi asiguratã din

CET LukOil(Gcal/h)


(Gcal/h)



(Gcal/h)Maxim iarna 20,50 1,02 3,83 25,35Mediu iarna 15,88 0,78 2,97 19,63Tranzitoriu 15,88 0,78 2,97 19,63Mediu vara 15,88 0,78 2,97 19,63

Pentru preluarea variaţiilor zilnice ale necesarului de apă caldă menajeră din perioada de vara, este necesara montarea în CET LukOil a unui acumulator de căldură de cca. 1300 mc care va permite o funcţionare constantă a echipamentelor.

Se mentioneazã cã, numai pentru Soluţia 2, s –a analizat posibilitatea amplasãrii centralei noi de cogenerare la intrarea în oraş, lângã nodul de racord F25, pe un amplasament aparţinând Primãriei Municipiului Ploieşti.

În aceastã situaţie s–a definit urmãtoarea ipotezã de asigurare a necesarului:


Consumatori din Municipiul Ploieşti


(Gcal/h)



(Gcal/h)Maxim iarna 166,48 25,60 32,89Mediu iarna 75,70 20,39 18,10Tranzitoriu 74,56 11,23 6,58Mediu vara 15,88 0,78 2,97

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 175

10.2 Partea termomecanică

Soluţia 1Asigurarea energiei termice sub formã de apã fierbinte se va face din echipamentele existente în CET Brazi ( CAE nr. 5 şi 6 , TA 5 şi TA 6 – tip VT100, 2 CAF 100 Gcal/h) şi dintr-un un grup nou de cogerare, amplasat în zona spate CAE nr. 4 dezafectat.

Centrala de cogenerare nouă cuprinde: turbina cu gaze de 17 MW şi cazan recuperator de apã fierbinte cu ardere suplimentarã de 25,6 Gcal / h, cazan de abur de 10 t/h, 3,5 bar, 140 C şi acumulator de cãldurã de 1300 mc.

Soluţia propusă va cuprinde următoarele echipamente principalele:- O turbinã cu gaze, cuplatã direct la un generator electric de cca. 17 MW, răcitã cu aer şi

proiectatã pentru pornire automată şi pentru oprire după primul semnal. Turbina cu gaze este dotatã cu sistem de combustie DLE (Dry Low Emissions) pentru reducerea emisiilor de NOx, sistem de monitorizare a vibraţiilor şi a temperaturii lagărelor, precum şi sistem de monitorizare a temperaturii şi presiunii gazelor de ardere. Turbina este livratã cu sistemul de ulei care conţine filtre, pompe, armături, sistem de monitorizare a temperaturii şi presiunii. Răcirea uleiului se face cu apã dedurizată prin intermediul schimbătoarelor cu plăci.

- Un cazan recuperator de căldură, care va produce apa fiebinte prin valorificarea energiei termice conţinute în gazele de ardere rezultate din turbine. Cazanul recuperator al turbinei de 25,6 Gcal/h funcţionează în regim de bază.

- Un compresor de gaze prevăzut pentru a realiza parametrii optimi ai gazelor naturale, la arzătoarele turbinei.

- Sistem apă de alimentare a cazanului recuperator prevăzut pompe apă de alimentare şi conducte de legătură

- Sistem de încălzire apă reţea termoficare compus din: schimbătoare de căldură, pompe de adaos în circuitul închis, pompe de asigurare a presiunii hidrostatice.

- Sistem de apã de răcire pentru compresor şi turbinã.- Sistem de alimentare cu combustibil care cuprinde instalaţie de mãsurã debit gaze,

conducte de alimentare- Sistem de alimentare cu aer comprimat

Instalaţia de turbină cu gaze şi cazan recuperator de apã fierbinte va fi amplasatã în exterior şi va avea următoarele caracteristici orientative:

Turbina cu gaze de 17 MWInstalaţia de turbinã cu gaze are în componenţă: un compresor de aer, o cameră de ardere şi turbina propriu-zisã şi generatorul electric amplasate pe acelaşi ax. Instalaţia de turbinã cu gaze va fi proiectatã şi realizatã pentru montare în aer liber.

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 176

Din refularea compresorului aerul este introdus în camera de ardere (CA) amestecându-se cu combustibilul-gazul natural. Pentru asigurarea presiunii necesare gazelor naturale la intrarea în camera de ardere a turbinei cu gaze se foloseşte un compresor de gaze naturale. Gazele de ardere obtinute in camera de ardere sunt injectate in admisia turbinei TG, in corpul căreia are loc destinderea. O parte din lucrul mecanic produs este transmis generatorului, iar o parte este folosit pentru antrenarea compresorului de aer.

De la esaparea din turbina gazele de ardere sunt conduse la cazanul recuperator (HRSG).

La lansarea TG, pentru pornirea compresorului de aer este necesară utilizarea unui motor electric de curent alternativ cu 4 poli şi convertizor de frecvenţă.

Caracteristici tehnice ale turbinei cu gaze- tip: ………………………………………….….industrial; model capsulat; exterior- număr:………………………………………….1buc- putere instalată………………………………..circa 17 MW- frecventă………………………………………..50Hz- combustibil utilizat:…………………………...gaze naturale :- putere calorifica……………………………….8050Kcal/mc - presiune intrare in CA………………………..24,6 bar, 120°C- controlul emisiilor de NOx……………………prin ardere uscată

(Emisii la 15% O2, la sarcină nominală şi temperatura de 15°C ≤50 mg/m3 NOX)- Nivel zgomot ………………………………….85 dB la 1 m distanta- sistem de stingere incendiu…………………CO2- sistem de pornire……………………………..motor electric (de curent alternativ)- sistem de spălare al compresorului………...off line - Caracteristici generator: - 2 poli;

- tensiune 6,3 kV;- turatie 3000 rot / min;- frecventa 50Hz;- factor de putere 0,9;- racire cu aer.

Sistemele auxiliare ale turbinei cu gazeTG - sistemul de alimentare cu gaze naturale;- sistemul de detectare si aprindere flacară;- sistemul de ardere cu NOx scazut;- sistemul de oprire al turbinei şi pornire de la rece;- sistemul de ungere cu ulei a lagarelor si labirintilor;- sistemul de răcire cu aer a carcasei si etansarilor;- sistemul de răcire cu aer-aer al generatorului;- sistemul de spălare a compresorului de aer;

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 177

- sistemul de alimentare cu aer instrumental a actionarilor armăturilor;- sistemul de protectie a turbinei impotriva incendiului prin inundare cu CO2 (ISO6183);- sistemul de detectare a scăpărilor de gaze;- sistemul de aer pentru curătarea injectoarelor de gaze.

Sistemele enumerate sunt prevazute cu echipamente specifice ( rezervoare, pompe, filtre, armături de izolare şi reglare) incluse in limita de furnitură a turbinei şi cu aparatura de automatizare şi măsură necesară (termocuple, senzori, detectoare de fum şi gaze,etc.)

Turbina cu gaze este echipata cu tablouri locale de comanda, care indica funcţionarea. De la aceste tablouri este necesar sa fie duse semnale la o cameră de comandă.

Cazanul recuperator de apă fierbinte de 25,6 Gcal/hCazanul recuperator este amplasat în partea posterioară a turbinei şi este o construcţie verticală, acvatubulară cu două drumuri de gaze si circulaţie forţată a apei. Din cazanul recuperator, gazele de ardere scaldã pachetul de economizor de unde sunt eliminate în atmosferã prin coşul de fum. Coşul de fum se află pe cazan. Temperatura gazelor la ieşirea din cazan: max.125 ºC.

Cazanul este dotat cu toate sistemele care îi asigurã funcţionarea conform prevederilor ISCIR în vigoare, respectiv:

aparatura localã de urmãrire şi reglare armãturi, supape de siguranţã scãri şi platforme

De la tablourile locale este necesar sa fie duse semnale la noua camera de comandă.

Funcţionarea sistemului este coordonatã de un calculator de proces. Ca urmare, aparatura de urmãrire şi control montatã pe cazan şi instalaţiile anexe va fi adaptatã cerinţelor (ieşire în semnal unificat) cu monitorizarea permanenta a principalilor parametri funcţionali ai cazanului.

Cazanul recuperator vehiculeaza un debit de apa demineralizată de 854 t/h, intr-un circuit inchis. Apa demi va fi vehiculata in circuit inchis prin cazan cu ajutorul unor pompe de circulatie (2x100%), si va ceda caldura acumulata apei din reteaua de termoficare prin intermediul unor schimbătoare de caldura cu placi (2x100%).

Aceste schimbatoare de caldura cu placi si pompele de circulatie pentru apa demi (2x100%) vor fi montate intr-o cladire existenta lângă grupul de cogenerare.

În aceeaşi clădire sunt montate şi pompele de adaos în circuitul închis, care se alimenteaza din degazoarele de apa demi existente.

Cazanul recuperator va mai fi prevazut cu urmatoarele echipamente si instalatii axiliare: expandor purja continuă, supape de siguranta, aparatura de comanda si control, sistem de

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 178

alimentare gaze, sistem de prelevare probe: amortizor de zgomot (acesta din urma nu intra in furnitura cazanului), etc.

Cazanul de abur de 10t/h pentru asigurarea serviciilor internePentru asigurarea serviciilor interne termice ale centrale, este prevazut un cazan de abur de 10 t/h, cu functionare pe gaze, care produce abur la urmatorii parametrii:

- debit ……………………10 t/h- presiune……………… 3,5 bar- temperatura…………….140 ºC

Acesta este generator de abur saturat cu structura monobloc, cu trei drumuri de fum, ce poate fi folosit cu combustibil lichid sau gazos, cu ardere in focar presurizat.

Cazanul este livrat monobloc pentru o functionare complet automatizată.

Alimentarea cazanului de abur de 10 t/h se face cu apă demineralizată prin intermediu a două pompe incluse în furnitura.

Coşul de fum va fi metalic autoportant şi va fi izolat la exterior şi se va proteja anticoroziv la interior. Coşul de fum se va fixa prin buloane de fundaţia din beton armat prin intermediul unei plăci metalice circulare.

Cazanul poate fi amplasat in clãdirea existentã a CAF-urilor.

1 acumulator de căldură de 1300 mc pentru preluarea variaţiilor zilnice ale necesarului de apă caldă menajeră, care va permite o funcţionare constantă a ITGCRaf. Acesta poate fi amplasat în exterior în apropierea grupului de cogenerare.

Sistemul de apă de alimentareApa necesară umplerii cazanului recuperatoar şi respectiv producerii aburului la cazanul de abur de 10 t/h este preparată în cadrul unei staţii de demineralizare existente, unde aceasta este tratată corespunzator, în scopul obţinerii indicilor de calitate (pentru apa de cazan) prescrişi în normativele tehnice în vigoare.

Debitul de apă demineralizată de la epurare chimică va urma următorul circuit: preîncălzire într-un preîncălzitor de apă demi PAD (schimbător de căldură apă – abur), existent in CET.

Pentru degazarea termică a apei, atât cea demi cât şi cea dedu, se foloseşte aburul produs de cazanul de 10 t/h.

Degazarea termică a apei (eliminarea conţinutului de O2 şi CO2 din apă) şi totodată o încălzire a apei până la temperatura de saturaţie are loc într-un degazor atmosferic existent in CET.

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 179

Din degazor apa demi este pompată în cazanul recuperator, de două pompe de alimentare 2 X 100% ( o pompă în funcţiune şi una în rezervă) cu urmatoarele caracteristici:debit 5 m3/h, H=30 mCA, P= 7,5 kW .

Drenajele rezultate din grupul de cogenerare precum şi apa de spălare a acestora sunt recuperate într-o cuvă de drenaje de unde cu ajutorul unei pompe 12m3/h, 35 mca,1,5 kW sunt trimise în sistemul de canalizare ape uzate.

Sistemul de încălzire al apei de termoficareSistemul de incălzire al apei de termoficare aferent noilor echipamente va functiona astfel:

În schema de funcţionare în regim de vară, necesarul de energie termică este asigurat numai de grupul de cogenerare de 17 MW, apa de termoficare fiind încălzită într-un schimbător de caldura cu placi de 25,6 Gcal/h., cu ajutorul apei fierbinţi produse în cazanul recuperator.

În schema de funcţionare în regim de mediu iarnă, debitul de apă din conducta de retur termoficare se împarte în două, 854 t/h este încălzită în boilerul de 20 Gcal/h şi trimisă în conducta de tur termoficare. Diferenţa de debit de apă de termoficare este încălzită în boilerul aferent TA 5 şi trimisă în conducta de tur termoficare.

Vehicularea apei fierbinţi în sistemul de termoficare din CET se face cu pompele existente.

Pe conductele de ieşire din grupul nou, se montează câte un contor de căldură.

Apa de adaos din sistemul de termoficareCompletarea pierderilor de apă din instalaţia de termoficare sunt acoperite cu apă dedurizată produsă în staţia de tratare chimică a apei din CET.

Apa dedurizată este preîncălzită într-un schimbător apă – abur, si trimisă in degazorul de 1,2 ata de apă de adaos in termoficare existente in CET, de unde este preluată cu ajutorul pompelor de adaos termoficare existente şi apoi introdusă în returul de termoficare.

Parametrul care reglează funcţionarea pompelor de adaos este presiunea apei pe returul de termoficare.

Pe conducta de apă adaos se montează o diafragmă de măsură debit pentru apa introdusă în circuit.

Instalatii de alimentare cu combustibil şi aer instrumentalLucrări in instalaţia de alimentare cu gaze naturale Functionarea centralei necesita o cantitate de gaze naturale de cca 6.000 Nmc/h ce va fi alimentată din statia de reglare existentă, aflată în apropierea centralei.

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 180

Echipamentele consumatoare de gaz natural functioneaza la 2 valori de presiune :- Turbina cu gaze la cca 25 bar , presiune va fi ridicata cu ajutorul compresorului de gaze

de la cca 0,5 bar cat este in reteaua de joasa presiune. - Cazanul recuperator de 25,6 Gcal/h funcţionează la o presiune de 0,5 bar deci va fi

alimentat din reteaua existenta care alimenteaza in prezent cazanele de apă fierbinte şi cazanele de abur.

Racordul pentru alimentarea cu gaze naturale a turbinelor cu gaze Racordul pentru alimentarea turbinei se va face pe medie presiune prin intermediul unei instalaţii de masură debit .

De la statia de reglare gaze conducta va urma un traseu suprateran pe lânga conducta de gaze de joasa presiune existenta, ce alimenteaza in prezent cazanele de apa fierbinte si cazanele de abur.

Deoarece presiunea necesară la intrarea în turbina de 17 MW este de 25 bar, iar la intrarea în, se prevede un compresore de gaze naturale cu auxiliarele aferente.

Caracteristicile principale ale compresorului de gaze naturale sunt următoarele : Debit 6000 mcN/h Sarcina nominala proiectata %: 100 Presiune de aspiraţie skid bar: 3,5

Temperatura de aspiraţie skid oC 10Presiunea de refulare skid bar: 25Temperatura de refulare skid oC : 60Turaţia motorului de antrenare rpm: 2980Debitul standard Nm3/h : 6000Debitul masic Kg/h 4400Puterea la cuplaj kW: 1300

Compresorul va fi prevazut cu instrumente de masura pentru toate functiile majore de monitorizare, care vor fi montate pe un panou de instrumente sau local.

Compresorul de gaze se va amplasa într-o constructie usoara, cu dimensiunile in plan de 10 x 6 x 6,5 m. Pentru lucrarile de intretinere si mentenanta la echipamentele statiei de compresoare este prevăzut un palan de 5 tf.

Traseul conductei de gaze naturale de la compresoare la turbine este suprateran.

Lucrari in instalatia de alimentare cu aer comprimat instrumentalNecesarul de aer comprimat instrumental al consumatorilor din limita turbinei cu gaze, a compresorului de gaze şi ai cazanului recuperator este de cca 120 mnN/h si tot atata aer

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 181

tehnologic. Acesta va fi asigurat dintr-o staţie de aer comprimat instrumental amplasata in aceeasi cladire cu statia de pompe.

Se vor monta următoarele echipamente:-1 compresor pentru aer tehnologic in funcţiune -1 compresor pentru aer instrumental in funcţiune -1 compresor rezerva comuna Caracteristicile compresoarelor sunt :Q=130 mcN/h ,P=8 bar , N=15 kW

- rezervor aer comprimat V=12 m3 , 2 bucati (unul pentru aer instrumental si unul pentru aer tehnologic).

Solutia 2: Asigurarea energiei termice sub formã de apã fierbinte dintr -o centrala noua amplasata in CET Brazi

Solutia propusa este o centrală de cogenerare nouă amplasată în incinta CET Brazi şi va cuprinde următoarele echipamente principale:- 3 turbine cu gaze, cuplate direct la trei generatoare electrice de 17 MW, 22 MW respectiv

45 MW, răcite cu aer şi proiectate pentru pornire automată şi pentru oprire după primul semnal. Turbinele cu gaze sunt dotate cu sistem de combustie DLE (Dry Low Emissions) pentru reducerea emisiilor de NOx, sistem de monitorizare a vibraţiilor şi a temperaturii lagărelor, precum şi sistem de monitorizare a temperaturii şi presiunii gazelor de ardere. Turbinele sunt livrate cu sistemul de ulei care conţine filtre, pompe, armături, sistem de monitorizare a temperaturii şi presiunii. Răcirea uleiului se face cu apa dedurizată prin intermediul schimbătoarelor cu plăci;

- 3 cazane recuperatoare de căldură, care vor produce apă fierbinte prin valorificarea energiei termice conţinute în gazele de ardere rezultate din turbine. Cazanul recuperator de 25,6 Gcal/h funcţionează în regim de bază. Cazanul recuperator de 39 Gcal/h este prevăzut cu arzătoare pe gaze naturale pentru a asigura un plus de sarcină şi funţioneazã în regim mediu şi tranzitoriu. Cazanul recuperator de 59 Gcal/h este prevăzut cu arzătoare pe gaze naturale pentru a asigura un plus de sarcină şi funţioneazã în regim mediu;

- 2 cazane de apă fierbinte de 50 Gcal/h, care funcţionează în regim de vârf şi de mediu (când este cazul);

- 2 cazane de abur saturat (CAI) de 10 t/h, 3,5 bar, 140 °C pentru asigurarea serviciilor proprii (preîncălzirea şi degazarea apei demineralizate şi dedurizate, preîncălzirea păcurii). Generatorele de abur au focar presurizat şi funcţionează cu combustibil gaze naturale sau păcură;

- 3 compresoare de gaze prevăzute pentru a realiza parametrii optimi ai gazelor naturale, la arzătoarele turbinelor;

- sistem apă de alimentare a cazanelor recuperatorare şi a cazanelor de abur, pompe apă de alimentare şi conducte de legătură;

- sistem de încălzire apă reţea termoficare compus din: schimbătoare de căldură, pompe de recirculare, pompe de adaos apă în termoficare, pompe de asigurare a presiunii hidrostatice;

- sistem de apa de răcire pentru compresoare şi turbine;

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 182

- sistem de alimentare cu combustibil care cuprinde staţia de reglare gaze, compresoare, conducte de alimentare;

- sistem de alimentare cu aer comprimat.

Instalaţia de turbină cu gaze de 17 MW şi cazanul recuperator de apã fierbinte de 25,6 Gcal/h va fi amplasatã în exterior şi va avea următoarele caracteristici orientative:

Turbina cu gaze de 17 MWInstalatia de turbina cu gaze are in componentă: un compresor de aer, o cameră de ardere şi turbina propriu-zis şi generatorul electric amplasate pe acelaşi ax. Instalatia de turbina cu gaze va fi proiectata si realizata pentru montare in aer liber.

Din refularea compresorului aerul este introdus in camera de ardere (CA) amestecandu-se cu combustibilul-gazul natural. Pentru asigurarea presiunii necesare gazelor naturale la intrarea in camera de ardere a turbinei cu gaze se foloseste un compresor de gaze naturale. Gazele de ardere obtinute in camera de ardere sunt injectate in admisia turbinei TG, in corpul căreia are loc destinderea. O parte din lucrul mecanic produs este transmis generatorului, iar o parte este folosit pentru antrenarea compresorului de aer.

De la esaparea din turbina gazele de ardere sunt conduse la cazanul recuperator (HRSG).


Caracteristici tehnice ale turbinei cu gaze:- tip: ………………………………………….….industrial; model capsulat; exterior- număr:………………………………………….1buc- putere instalată………………………………..circa 17 MW- frecventă………………………………………..50Hz- combustibil utilizat:…………………………...gaze naturale- putere calorifica……………………………….8050Kcal/mc- presiune intrare in CA………………………..24,6 bar, 120°C- controlul emisiilor de NOx……………………prin ardere uscată (Emisii la 15% O2, la sarcină nominală şi temperatura de 15°C ≤50 mg/m3 NOX)- Nivel zgomot ………………………………….85 dB la 1 m distanta- sistem de stingere incendiu…………………CO2- sistem de pornire……………………………..motor electric (de curent alternativ)- sistem de spălare al compresorului…………off line - caracteristici generator: - 2 poli

- tensiune 6,3 kV, - turatie 3000 rot / min- frecventa 50Hz- factor de putere 0,9

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 183

- răcire cu aer

Sistemele auxiliare ale turbinei cu gaze TG: - sistemul de alimentare cu gaze naturale;- sistemul de detectare si aprindere flacară;- sistemul de ardere cu NOx scazut;- sistemul de oprire al turbinei şi pornire de la rece;- sistemul de ungere cu ulei a lagarelor si labirintilor;- sistemul de răcire cu aer a carcasei si etansarilor;- sistemul de răcire cu aer-aer al generatorului;- sistemul de spălare a compresorului de aer;- sistemul de alimentare cu aer instrumental a actionarilor armăturilor;- sistemul de protectie a turbinei impotriva incendiului prin inundare cu CO2 (ISO6183);- sistemul de detectare a scăpărilor de gaze;- sistemul de aer pentru curătarea injectoarelor de gaze.

Sistemele enumerate sunt prevazute cu echipamente specifice ( rezervoare, pompe, filtre, armături de izolare şi reglare) incluse in limita de furnitură a turbinei şi cu aparatura de automatizare şi măsură necesară (termocuple, senzori, detectoare de fum şi gaze, etc.)

Turbina cu gaze este echipata cu tablouri locale de comanda, care indica functionarea. De la aceste tablouri este necesar sa fie duse semnale la o camera de comanda.

Cazanul recuperator de apă fierbinte de 25,6 Gcal/h:Cazanul recuperator este amplasat în partea posterioară a turbinei şi este o construcţie verticală, acvatubulară cu două drumuri de gaze si circulaţie forţată a apei.Din cazanul recuperator, gazele de ardere scaldã pachetul de economizor de unde sunt eliminate în atmosferã prin coşul de fum.Cosul de fum se afla pe cazan. Temperatura gazelor la ieşirea din cazan: max. 125 ºC.Cazanul este dotat cu toate sistemele care îi asigurã funcţionarea conform prevederilor ISCIR în vigoare, respectiv:- aparatura localã de urmãrire şi reglare;- armãturi, supape de siguranţã;- scãri şi platforme;De la tablourile locale este necesar sa fie duse semnale la noua camera de comanda.

Funcţionarea sistemului este coordonatã de un calculator de proces. Ca urmare, aparatura de urmãrire şi control montatã pe cazan şi instalaţiile anexe va fi adaptatã cerinţelor (ieşire în semnal unificat) cu monitorizarea permanenta a principalilor parametri funcţionali ai cazanului.

Nu există coş de by-pass între turbină şi cazan.

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 184

Cazanul recuperator vehiculeaza un debit de apa demineralizată de 854 t/h, intr-un circuit inchis. Apa demi va fi vehiculata in circuit inchis prin cazan cu ajutorul unor pompe de circulatie (2x100%), si va ceda caldura acumulata apei din reteaua de termoficare prin intermediul unor schimbătoare de caldura cu placi (2x100%). Aceste schimbatoare de caldura cu placi si pompele de circulatie pentru apa demi (2x100%) vor fi montate intr-o cladire existenta lângă grupul de cogenerare.

În aceeaşi clădire sunt montate şi pompele de adaos în circuitul închis, care se alimenteaza din degazoarele de apa demi existente.

Cazanul recuperator va mai fi prevazut cu urmatoarele echipamente si instalatii axiliare: expandor purja continuă, supape de siguranta, aparatura de comanda si control, sistem de alimentare gaze, sistem de prelevare probe: amortizor de zgomot (acesta din urma nu intra in furnitura cazanului), etc.

Instalaţia de turbină cu gaze de 22 MW şi cazanul recuperator de apã fierbinte de 39 Gcal/h va fi amplasatã în exterior şi va avea următoarele caracteristici orientative:


Din refularea compresorului aerul este introdus in camera de ardere (CA) amestecandu-se cu combustibilul-gazul natural. Pentru asigurarea presiunii necesare gazelor naturale la intrarea in camera de ardere a turbinei cu gaze se foloseste un compresor de gaze naturale. Gazele de ardere obtinute in camera de ardere sunt injectate in admisia turbinei TG, in corpul căreia are loc destinderea. O parte din lucrul mecanic produs este transmis generatorului, iar o parte este folosit pentru antrenarea compresorului de aer.

De la esaparea din turbina gazele de ardere sunt conduse fie la cazanul recuperator de apa fierbinte (HRSG), fie sunt eşapate in atmosferă printr-un cos de by-pass.


Caracteristici tehnice ale turbinei cu gaze:- tip: ………………………………………….….industrial; model capsulat; exterior- număr:………………………………………….1buc- putere instalată………………………………..circa 22 MW- frecventă………………………………………..50Hz- combustibil utilizat:…………………………...gaze naturale- putere calorifica……………………………….8050 Kcal/mc

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 185

- presiune intrare in CA………………………..24,6 bar, 120°C- controlul emisiilor de NOx……………………prin ardere uscată (Emisii la 15% O2, la sarcină nominală şi temperatura de 15°C ≤50 mg/m3 NOX)- Nivel zgomot ………………………………….85 dB la 1 m distanta- sistem de stingere incendiu………………… CO2- sistem de pornire……………………………...motor electric (de curent alternativ)- sistem de spălare al compresorului…………off line - Caracteristici generator: - 4 poli

- tensiune 6,3 kV, - turatie 3000 rot / min- frecventa 50Hz- factor de putere 0,9- racire cu aer

Cazanul recuperator de apă fierbinte de 39 Gcal/hRecuperarea căldurii conţinută in gazele de ardere evacuate din TG, se face intr-un cazan recuperator de căldură (HRSG). Acesta este o construcţie acvatubularã cu douã drumuri de gaze şi circulaţie forţată a apei. Din cazanul recuperator, gazele de ardere scaldã pachetul de economizor de unde sunt eliminate în atmosferã prin coşul de fum care are o înălţime de aproximativ 50m (raportată la sol).

Aportul de energie de la 30 Gcal/h (energie continuta in gazele de ardere care ies din turbina) la 39 Gcal/h este dat de o instalaţie de postardere imersata in fluxul de gaze fierbinti. - Sarcina termică unitară: 39 Gcal/h din care:

- prin recuperare căldură gaze de ardere: 30 Gcal/h- prin ardere suplimentară: 9 Gcal/h

- Tip combustibil pentru arderea suplimentară:- combustibil de bază: gaze naturale

- Temperatura gaze ardere la coş: cca 125°C- Debit de apa vehiculat in cazan 1300 t/h,- Temp de intrare a apei 65C,- Temp. de iesire a apei 95C,

Cazanul recuperator va mai fi prevazut cu urmatoarele echipamente si instalatii axiliare: expandor purja continuă, supape de siguranta, aparatura de comanda si control, sistem de alimentare gaze, sistem de prelevare probe: amortizor de zgomot (acesta din urma nu intra in furnitura cazanului), coş de fum metalic de circa 50 m, etc.

Apa demi va fi vehiculata in circuit inchis prin cazan cu ajutorul unor pompe de circulatie (2x100%), si va ceda caldura acumulata apei din reteaua de termoficare prin intermediul unor schimbătoare de caldura cu placi (2x100%).

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 186


Instalaţia de turbină cu gaze de 45 MW şi cazanul recuperator de apã fierbinte de 59 Gcal/h va fi amplasatã în exterior şi va avea următoarele caracteristici orientative:


Din refularea compresorului aerul este introdus in camera de ardere (CA) amestecandu-se cu combustibilul-gazul natural. Pentru asigurarea presiunii necesare gazelor naturale la intrarea in camera de ardere a turbinei cu gaze se foloseste un compresor de gaze naturale. Gazele de ardere obtinute in camera de ardere sunt injectate in admisia turbinei TG, in corpul căreia are loc destinderea . O parte din lucrul mecanic produs este transmis generatorului, iar o parte este folosit pentru antrenarea compresorului de aer.

De la esaparea din turbina gazele de ardere sunt conduse fie la cazanul recuperator de apa fierbinte (HRSG), fie sunt eşapate in atmosferă printr-un cos de by-pass.


Caracteristici tehnice ale turbinei cu gaze:- tip: ………………………………………….….industrial; model capsulat; exterior- număr:………………………………………….1buc- putere instalată………………………………..circa 45 MW- frecventă……………………………………….50 Hz- combustibil utilizat:…………………………...gaze naturale - putere calorifica……………………………….8050 Kcal/mc - presiune intrare in CA………………………..27-30 bar- cameră de ardere unică……………………...30 buc arzătoare- detectoare optice de flacără ………………...2 buc- controlul emisiilor de NOx……………………prin ardere uscată- sistem de stingere incendiu…………………CO2- sistem de pornire……………………………..motor electric de curent alternativ)- sistem de spălare al compresorului…………off line - putere consumată pentru servicii interne…..circa 500 KW- greutate totala…………………………………circa 400 t

Sistemele auxiliare ale turbinei cu gazeTG - sistemul de alimentare cu gaze naturale;

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 187

- sistemul de detectare si aprindere flacară;- sistemul de ardere cu NOx scazut;- sistemul de oprire al turbinei şi pornire de la rece;- sistemul de ungere cu ulei a lagarelor si labirintilor;- sistemul de răcire cu aer a carcasei si etansarilor;- sistemul de răcire cu aer-apă al generatorului;- sistemul de spălare a compresorului de aer;- sistemul de alimentare cu aer instrumental a actionarilor armăturilor;- sistemul de protectie a turbinei impotriva incendiului prin inundare cu CO2 (ISO6183);- sistemul de detectare a scăpărilor de gaze ( protectie IP65);- sistemul de aer pentru curătarea injectoarelor de gaze.

Sistemele enumerate sunt prevazute cu echipamente specifice ( rezervoare, pompe, filtre, armături de izolare şi reglare) incluse in limita de furnitură a turbinei şi cu aparatura de automatizare şi măsură necesară (termocuple, senzori, detectoare de fum şi gaze,etc.)

Cazanul recuperator de apă fierbinte de 59 Gcal/hRecuperarea căldurii conţinută in gazele de ardere evacuate din TG, se face intr-un cazan recuperator de căldură (HRSG). Acesta este o construcţie acvatubularã cu douã drumuri de gaze şi circulaţie forţată a apei. Din cazanul recuperator, gazele de ardere scaldã pachetul de economizor de unde sunt eliminate în atmosferã prin coşul de fum care are o înălţime de aproximativ 50m (raportată la sol).Aportul de energie de la 54 Gcal/h (energie continuta in gazele de ardere care ies din turbina) la 59 Gcal/h este dat de o instalaţie de postardere imersata in fluxul de gaze fierbinti. - Sarcina termică unitară: 59 Gcal/h din care:

- prin recuperare căldură gaze de ardere: 54 Gcal/h- prin ardere suplimentară: 5 Gcal/h

- Tip combustibil pentru arderea suplimentară:- combustibil de bază: gaze naturale

- Temperatura gaze ardere la coş: cca 125°C- Debit de apa vehiculat in cazan 1990 t/h,- Temp de intrare a apei 65C,- Temp. de iesire a apei 95C,

Cazanul recuperator va mai fi prevazut cu urmatoarele echipamente si instalatii axiliare: expandor purja continuă, supape de siguranta, aparatura de comanda si control, sistem de alimentare gaze, sistem de prelevare probe: amortizor de zgomot (acesta din urma nu intra in furnitura cazanului), coş de fum metalic de circa 50 m, etc.

Apa demi va fi vehiculata in circuit inchis prin cazan cu ajutorul unor pompe de circulatie (2x100%), si va ceda caldura acumulata apei din reteaua de termoficare prin intermediul unor schimbătoare de caldura cu placi (2x100%).

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 188


Cazanele de apă fierbinte CAF 50 Gcal / h Acestea vor putea fi amplasate in interiorul sălii CAF-urilor existente si vor participa la acoperirea necesarului de energie termică la vârf de sarcină.

Parametrii în regim de funcţionare nominal:- Temperatura apa intrare……………………..95 ºC- Temperatura apa iesire………………………120 ºC- Presiune apei la iesire……………………… 10 –11 bar- Sarcina termica………………………………. 50 Gcal/h

Combustibil utilizat ……………………………………….. …gaze naturale si păcură

Cazanele de apă fierbinte sunt separate de magistrala comună de apă fierbinte prin cate o armătură de izolare actionată electric, montată atat pe conducta de apă intrare cat şi pe conducta de apă ieşire.Schema de funcţionare este astfel concepută incat CAF-urile să poata funcţiona in următoarele regimuri :

- in bază prin by-passarea schimbătoarelor de căldură ale cazanele recuperatoare- la varf (cand apa de intrare in cazane este preluată din refularea electropompelor

de termoficare);- cu ocolire totală (cand vana de by-pass a cazanelor este deschisă iar vanele de

izolare sunt inchise)

Pentru reglarea temperaturii apei din reţeaua de tur, este prevăzut un nod de reglare intre conductele de intrare şi ieşire apă din instalaţie.

Pentru masurarea debitelor de apa tur – retur sunt prevazute diafragme de măsură.

Deoarece debitul de apă fierbinte recirculat variază in funcţie de regimul de incărcare al fiecărui cazan, pompele de recirculare se vor echipa cu convertizoare de frecvenţă.

Cazanele de abur de 10t/h pentru asigurarea serviciilor internePentru asigurarea serviciilor interne termice ale centrale, sunt prevazute doua cazane de abur de 10 t/h, cu functionare pe gaze, care produc abur la urmatorii parametrii:

- debit ……………………10 t/h- presiune……………… 3,5 bar- temperatura…………….140 ºC

Acestea sunt generatoare de abur saturat cu structura monobloc, cu trei drumuri de fum, ce poate fi folosit cu combustibil lichid sau gazos, cu ardere in focar presurizat.

Cazanele sunt livrate monobloc pentru o functionare complet automatizata.

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 189

Alimentarea cazanelelor de abur de 10 t/h se face cu apă demineralizată prin intermediul a două pompe incluse în furnitura.

Cazanele sunt amplasate în aceeasi clădire cu CAF-urile si sunt racordate la un coş comun cu înălţimea de 25 m, prin intermediul canalelor de gaze.Coşul de fum pentru cele două cazane va fi metalic autoportant şi va fi izolat la exterior şi se va proteja anticoroziv la interior. Coşul de fum se va fixa prin buloane de fundaţia din beton armat prin intermediul unei plăci metalice circulare.

Sistemul de apă de alimentareApa necesară umplerii cazanelelor recuperatoare şi respectiv producerii aburului la cazanele de abur de 10 t/h este preparată în cadrul unei staţii de demineralizare existente, unde aceasta este tratată corespunzator, în scopul obţinerii indicilor de calitate (pentru apa de cazan) prescrişi în normativele tehnice în vigoare.

Degazarea termică a apei (eliminarea conţinutului de O2 şi CO2 din apă) şi totodată o încălzire a apei până la temperatura de saturaţie are loc într-un degazor existent.

Din degazor apa demi este pompată de electropompele de adaos în cazanele recuperatoare, şi de către electropompele de apă de alimentare în cazanele de abur de 10 t/h.

Pentru degazarea termică a apei, atât cea demi cât şi cea dedu, se foloseşte abur de 3,5 bar produs în cazanele de 10 t/h.

Circuitul de apă al cazanelor recuperatoare este un circuit închis.

Sistemul de apă de alimentare CR 25,6 Gcal/hApa este vehiculată in circuitul inchis al cazanului recuperator cu ajutorul a două pompe de circulaţie 2 X 100% ( o pompă în funcţiune şi una în rezervă) cu urmatoarele caracteristici:debit 855 m3/h, H=30 mCA, P= 37 kW .

Schema de funcţionare este prevăzută cu un grup de pompare automată pentru suplinirea pierderilor în circuit format din două pompe de adaos 5 m3/h, H=40 mCA, P= 7,5 kW.

Energia termică preluată de cazanul recuperator de 25,6 Gcal/h din caldura gazelor evacuate din turbina cu gaze de 17 MW, este cedată apei de termoficare prin intermediul a doua schimbătoare de caldură cu plăci cu o capacitate de 25,6 Gcal/h fiecare (unul este în funcţiune şi unul este în rezervă).

Sistemul de apă de alimentare CR 39 Gcal/hApa este vehiculată in circuitul inchis al cazanului recuperator cu ajutorul a două pompe de circulaţie 2 X 100% ( o pompă în funcţiune şi una în rezervă) cu urmatoarele caracteristici:

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 190

debit 1300 m3/h, H=30 mCA, P= 37 kW .


Energia termică preluată de cazanul recuperator de 39 Gcal/h din caldura gazelor evacuate din turbina cu gaze de 22 MW, este cedată apei de termoficare prin intermediul a doua schimbătoare de caldură cu plăci cu o capacitate de 39 Gcal/h fiecare (unul este în funcţiune şi unul este în rezervă).

Sistemul de apă de alimentare CR 59 Gcal/hApa este vehiculată in circuitul inchis al cazanului recuperator cu ajutorul a trei pompe de circulaţie 3 x 50% (doua in functiune si una in rezerva) cu urmatoarele caracteristici:debit 1000 m3/h, H=30 mCA, P= 75 kW


Energia termică preluată de cazanul recuperator de 59 Gcal/h din caldura gazelor evacuate din turbina cu gaze de 45 MW, este cedată apei de termoficare prin intermediul a doua schimbătoare de caldură cu plăci cu o capacitate de 59 Gcal/h fiecare (unul în functiune si unul in rezervă).

Pompele aferente cazanului recuperator (pompele de circulatie si pompele de adaos) ca şi schimbătoarele de căldură cu plăci sunt montate intr-o cladire existenta in apropierea grupurilor de cogerare.

Drenajele rezultate din grupurile de cogenerare şi cazanele de abur precum şi apa de spălare a acestora sunt recuperate cuve de drenaje de unde cu ajutorul unor pompe 12 m3/h, 35 mca, 1,5 kW sunt trimise în sistemul de canalizare ape uzate.

Sistemul de incălzire al apei de termoficareSistemul de incălzire al apei de termoficare aferent noilor echipamente va functiona astfel:

În schema de funcţionare în regim de vară, necesarul de energie termică este asigurat numai de grupul de cogenerare de 17 MW, apa de termoficare încălzită în schimbătorul cu plăci aferente cazanului recuperator 25,6 Gcal/h şi alimentează conducta de tur termoficare.

În schema de funcţionare în regim tranzitoriu, debitul de apă din conducta de retur termoficare se împarte în două, o parte este încălzită în schimbătorul cu plăci ale cazanului recuperator de 25 Gcal/h şi cealaltã parte este încălzită în schimbătoarele cu plăci ale cazanului recuperator de 39 Gcal/h şi alimentează conducta de tur termoficare.

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 191

În schema de funcţionare în regim de mediu iarnă, debitul de apă din conducta de retur termoficare se împarte în trei, fiind încălzită în schimbătoarele cu plăci ale cazanului recuperator de 25,6 Gcal/h, ale cazanului recuperator de 39 Gcal/h şi cele ale cazanului recuperator de 59 Gcal/h şi alimentează conducta de tur termoficare.

Necesarul de energie termică la vârf de sarcină este acoperit cu ajutorul CAF-urilor de 50 Gcal/h, care vehiculează apa din refularea pompelor de termoficare (cu posibilitate de ocolire).

Pentru preluarea variaţiilor zilnice ale necesarului de energie termică schema este prevăzută cu un acumulator de căldură, care va permite o funcţionare constantă a ITGCR1. Acesta este amplasat in exterior.

Pe conductele de ieşire din grupul de cogenerare, se montează câte un contor de căldură.

Apa de adaos din sistemul de termoficareCompletarea pierderilor de apă din instalaţia de termoficare sunt acoperite cu apă dedurizată produsă în staţia de tratare chimică a apei existenta.

Pompele de apa adaos termoficare sunt cele existente in CET

Pompele de adaos termoficare se montează în sala de pompe termoficare, iar deasupra acesteia se montează preîncălzitorul şi degazorul de apă termoficare.

Instalatii de alimentare cu combustibil şi aer instrumentalLucrari in instalatia de alimentare cu gaze naturale

Echipamentele consumatoare de gaz natural functioneaza la 3 valori de presiune :- turbinele la cca 25-30 bar, presiune va fi ridicata cu ajutorul compresoarelor de gaze de

la cca 0,5 bar.- cazanele recuperatoare, cazanele de apă fierbinte şi cazanele de abur funcţionează la o

presiune de 0,5 bar.

Instalatia de alimentare cu gaze naturale a centralei se va compune din :- bransament gaze naturale din reteaua de medie presiune din apropierea centralei - instalatie de masura tranzactionala - conductele si armaturile si elementele de protectie necesare aferente de la statie la

receptorii de gaze adica: turbine, cazane recuperatoare, cazane de apă fierbinte şi cazane de abur de 10 t/h.

Racordul pentru alimentarea cu gaze naturale a turbinelor cu gaze Racordul pentru alimentarea cu gaze naturale a turbinelor se va face prin intermediul unei instalaţii de măsură debit.

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 192

De la statia de reglare gaze conductele vor urma un traseu suprateran, fiind pozate pe stâlpi de beton.

Deoarece presiunea necesară la intrarea în turbina de 45MW este de 29 bar, iar la intrarea în turbinele de 17 MW respectiv 22 MW gazele necesită o presiune de 25 bar, se prevad trei compresoare de gaze naturale cu auxiliarele aferente. Caracteristici compresoare:Compresor de gaze grup 17 MW:

Debit 6000 Nm3/h,Presiunea de aspiratie: 0,5 Presiune 25 barConsum electric: 1400 kW

Compresor de gaze grup 22 MW: Debit 7150 Nm3/h, Presiune 25 barConsum electric: 1750 kW

Compresor de gaze grup 45MW: Debit 15000 Nm3/h, Presiune 29 barConsum electric: 4000 kW

Compresoarele vor fi prevazute cu instrumente de masura pentru toate functiile majore de monitorizare si vor fi montate pe un panou de instrumente sau local.

Compresoarele de gaze se vor amplasa într-o constructie usoara, cu dimensiunile in plan de 16 x 18 x 8 m. Pentru lucrarile de intretinere si mentenanta la echipamentele statiei de compresoare este prevăzut un palan de 8 tf.

Traseul conductei de gaze naturale de la compresoare la turbine este suprateran.

Racord de alimentare cu gaze naturale cazanelor recuperatoare, cazanelor de apa fierbinte si a cazanelor de abur vor fi alimentate din reteaua existenta care alimenteaza in prezent consumatorii din CET.

Lucrari in instalatia de alimentare cu aer comprimat instrumentalStatia de aer comprimat aferenta grupurilor de cogenerare se va amplasa in apropierea grupurilor. Cladirea va avea urmatoarele dimensiuni: 6x 6 x3,5m si o platforma exterioara adiacenta statiei cu dimensiunile 3x 6m.

Statia de aer comprimat va fi echipata cu :

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 193

3 compresoare aer ,cu capacitatea de Q=59,5 Nmc/h fiecare N=8,5 kW P lucru=7 bar ,G= 0,9 t (2 in functiune si 1 in rezerva)

3 uscatoare de aer (1 in rezerva ) Q=59,5 Nmc/h ,N=5,5 kW P lucru=7 bar ,G= 500 kgfTpunct roua= -40oC , cu filtre finale incluse

2 rezervor aer comprimat V=8m3, Pn =8 bar , Ø1500 mm G= 1,5tf

10.3 Instalaţii tehnologice electrice

Soluţia 1Pentru capacităţile cu funcţionare în cogenerare care se instalează în centrală se prevăd instalaţii proprii pentru evacuarea puterii de la generator, asigurarea pornirii şi alimentarea serviciilor proprii la medie tensiune (două transformatoare 110/6 kV, staţie electrică de 6 kV cu simplu sistem de bare formată din două secţii interconectate prin cuplă).

La tensiunea de 6 kV, instalaţiile vor fi interconectate cu staţiile din sistemul electric existent în CET Brazi, astfel încât toate capacităţile de producere a energiei termice şi electrice să beneficieze de utilităţile existente în centrală şi de legăturile de ajutor care se impun pentru funcţionarea într-o schemă elastică şi sigură a ansamblului.

De la barele staţiei de 6 kV care se va instala se va asigura, în regim normal, alimentarea consumatorilor de servicii proprii care apar odată cu noile capacităţi (motoarele de 6 kV şi transformatoarele de 6/0,4 kV prevăzute pentru asigurarea alimentării consumatorilor de servicii proprii şi utilităţi la joasa tensiune).

La bornele de joasă tensiune ale transformatoarelor de 6/0,4 kV se prevede să se racordeze tablourile principale de distribuţie de 0,4 kV pentru alimentarea consumatorilor de servicii proprii şi utilităţi nou apăruţi. Fiecare tablou principal va fi cu două secţii, cu simplu sistem de bare colectoare, fiecare secţie alimentată dintr-un transformator prin circuit prevăzut cu întreruptor automat, iar cele două secţii vor fi interconectate prin cuplă cu întreruptor automat; rezervarea puterii pe tablou (2x100%) se va asigura, la dispariţia tensiunii pe unul din circuitele de alimentare, prin funcţionarea unei instalaţii de AAR care va asigura deconectarea sursei indisponibile şi închiderea întreruptorului de cuplă. Din tablourile principale se va asigura alimentarea directă a unor motoare situate la mică distanţă faţă de sursă, redresoarelor şi a tablourilor secundare de servicii proprii (tablouri de forţă şi automatizare care vor face parte din furniturile complexe ale echipamentului termomecanic si electric, tablouri locale amplasate în centrele de greutate ale consumatorilor de servicii proprii şi utilităţi din incintă).

Pentru asigurarea tensiunilor auxiliare şi operative în curent continuu a noilor capacităţi se prevăd instalaţiile de producere şi distribuţie: redresoare, baterii de acumulatoare, tablouri de racord la surse şi distribuţie atât la 220 V c.c., cât şi la 24 V c.c.

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 194

Comanda şi supravegherea sistemului tehnologic electric din centrală se vor asigura prin sistemul DCS prevăzut de partea de automatizare, cu staţie de operare în camera de comandă tehnologică şi electrică prevăzută în investiţie.

Prin proiect se vor prevedea toate legăturile în cablu necesare în instalaţiile tehnologice electrice pentru asigurarea funcţionării în condiţiile schemelor preconizate.

Cablurile electrice de forţă şi comandă-control propuse pentru racordurile electrice vor fi cu conductoare din cupru, cu izolaţie şi manta din PVC, având rezistenţă mărită la propagarea flăcării, armate şi nearmate. Cablurile se vor instala direct în pământ şi pe trasee amplasate pe estacade, niveluri de cabluri în clădiri, canale atât în aria clădirilor, cât şi între acestea, utilizându-se la traseele în aer confecţii metalice din oţel zincat de tipul celor avizate pentru utilizarea în centrale şi staţii electrice.

Se va avea în vedere să se realizeze instalaţia de legare la pământ în aria instalaţiilor noi, să se completeze cea existentă acolo unde a fost deteriorată şi să se interconecteze între ele astfel încât să respecte condiţiile normate pentru fiecare componentă şi pentru ansamblul centralei (conductoare principale, de egalizare a potenţialului, derivaţiile la echipamente şi legarea la pământ a tuturor elementelor de tehnologice şi de construcţii care necesită acest lucru conform prevederilor documentaţiilor furnizorilor şi normativelor în vigoare), utilizându-se platbandă din oţel zincat.

Amplasarea componentelor sistemului tehnologic electric se va face:- în exterior – transformatoarele de evacuare a puterii şi pentru alimentarea serviciilor

proprii de 6 kV;- în spaţiile disponibile din clădirile existente în CET Brazi, care se vor reamenaja – celulele

de 6kV, transformatoarele de 6/0,4 kV de tip uscat, cu izolaţie în răşină şi tablourile principale pe care le alimentează (în încăperi comune), sursele şi tablourile de distribuţie de curent continuu, echipamentul de calcul DCS şi staţia de operare (în camera de comandă şi încăperile neoperative adiacente).

- în încăperile electrice şi în spaţiile destinate acestui scop din clădirile care vor adăposti echipamentul termomecanic de pe teritoriul centralei (în centrele de greutate ale consumului electric)-tablourile secundare de servicii proprii.

Soluţia 2Pentru capacităţile cu funcţionare în cogenerare care se instalează în CET Brazi se prevăd instalaţii proprii de medie tensiune pentru evacuarea puterii (la tensiunile de 10,5kV la generatorul de 45 MW şi 6 kV la generatorul de 17MW şi cel de 22MW), asigurarea pornirii şi de alimentare a serviciilor interne (un transformator derivaţie 10,5/6kV din calea de curent dintre generator şi transformatorul de bloc de 121/10,5kV, două transformatoare 110/6 kV, staţii electrice de 6 kV cu simplu sistem de bare).

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 195

La tensiunea de 6 kV, instalaţiile vor fi interconectate cu staţiile din sistemul electric existent în CET Brazi care vor rămâne în funcţiune, astfel încât noile capacităţi de producere a energiei termice şi electrice să beneficieze de utilităţile existente în centrală şi de legăturile de ajutor care se impun pentru funcţionarea într-o schemă elastică şi sigură a ansamblului.

De la barele staţiilor de 6 kV care se va instala se va asigura, în regim normal, alimentarea tuturor consumatorilor de servicii proprii (cei care apar odată cu noile capacităţi şi cei care rămân în funcţiune pentru utilităţi (staţii existente de 6 kV, motoare de 6 kV şi transformatoarele de 6/0,4 kV prevăzute pentru asigurarea alimentării consumatorilor de servicii proprii şi utilităţi la joasa tensiune).

La bornele de joasă tensiune ale transformatoarelor de 6/0,4 kV noi se prevede să se racordeze tablourile principale de distribuţie de 0,4 kV pentru alimentarea consumatorilor de servicii proprii şi utilităţi nou apăruţi. Fiecare tablou principal va fi cu două secţii, cu simplu sistem de bare colectoare, fiecare secţie alimentată dintr-un transformator prin circuit prevăzut cu întreruptor automat, iar cele două secţii vor fi interconectate prin cuplă cu întreruptor automat; rezervarea puterii pe tablou (2x100%) se va asigura, la dispariţia tensiunii pe unul din circuitele de alimentare, prin funcţionarea unei instalaţii de AAR care va asigura deconectarea sursei indisponibile şi închiderea întreruptorului de cuplă. Din tablourile principale se va asigura alimentarea directă a unor motoare situate la mică distanţă faţă de sursă, redresoarelor şi a tablourilor secundare de servicii proprii (tablouri de forţă şi automatizare care vor face parte din furniturile complexe ale echipamentului termomecanic si electric, tablouri locale amplasate în centrele de greutate ale consumatorilor de servicii proprii şi utilităţi din incintă).

Pentru asigurarea tensiunilor auxiliare şi operative în curent continuu au fost evaluate instalaţiile de producere şi distribuţie: redresoare, baterii de acumulatoare, tablouri de racord la surse şi distribuţie atât la 220 V c.c., cât şi la 24 V c.c.

Comanda şi supravegherea sistemului tehnologic electric din centrală se vor asigura prin sistemul DCS prevăzut de partea de automatizare, cu staţie de operare în camera de comandă tehnologică şi electrică prevăzută în investiţie.

Prin proiect se vor prevedea toate legăturile în cablu necesare în instalaţiile tehnologice electrice pentru asigurarea funcţionării în condiţiile schemelor preconizate. Cablurile electrice de forţă şi comandă-control propuse pentru racordurile electrice vor fi cu conductoare din cupru, cu izolaţie şi manta din PVC, având rezistenţă mărită la propagarea flăcării, armate şi nearmate. Cablurile se vor instala direct în pământ şi pe trasee amplasate pe estacade, niveluri de cabluri în clădiri, canale atât în aria clădirilor, cât şi între acestea, utilizându-se la traseele în aer confecţii metalice din oţel zincat de tipul celor avizate pentru utilizarea în centrale şi staţii electrice.

Se va avea în vedere să se realizeze instalaţia de legare la pământ în aria instalaţiilor noi, să se completeze cea existentă acolo unde a fost deteriorată şi să se interconecteze între ele astfel încât să respecte condiţiile normate pentru fiecare componentă şi pentru ansamblul centralei

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 196

(conductoare principale, de egalizare a potenţialului, derivaţiile la echipamente şi legarea la pământ a tuturor elementelor de tehnologice şi de construcţii care necesită acest lucru conform prevederilor documentaţiilor furnizorilor şi normativelor în vigoare), utilizându-se platbandă din oţel zincat.

Amplasarea componentelor sistemului tehnologic electric se va face:- în exterior – transformatoarele de evacuare a puterii, de derivaţie şi pentru alimentarea

serviciilor proprii de 6 kV;- în încăperile staţiilor electrice – celulele cu întreruptoarele la borne ale generatorului de 45

MW şi celulele de 6 kV, transformatoarele de 6/0,4 kV de tip uscat, cu izolaţie în răşină şi tablourile principale pe care le alimentează (în încăperi comune), sursele şi tablourile de distribuţie de curent continuu, echipamentul de calcul DCS şi staţia de operare (în camera de comandă şi încăperile neoperative adiacente).

- în încăperile electrice şi în spaţiile destinate acestui scop din clădirile noi de pe teritoriul centralei situate în centrele de greutate ale consumului electric-tablourile secundare de servicii proprii.

10.4 Lucrări aferente construcţiilor

Soluţia 1Fundaţiile turbinei cu gaze şi a cazanului recuperator – sunt radiere generale tip dală groasă, cu grosime constantă, executate din beton armat în soluţie monolit.

Fundaţie acumulator caldură 1300 mc –rezervorul este amplasat în interiorul unor inele de beton armat monolit Dint=16,20ml, fiind aşezat pe straturi din nisip bitumat, cu gradul de compactare 95%.

Fundaţiile cazanului de 10 t/h, pompelor, schimbătoarelor de căldură, compresoarelor de gaze, rezervoarelor de aer – sunt fundaţii de suprafaţă izolate din beton armat în soluţie monolit.

Staţia de compresor gaze - construcţie de tip şopron cu dimensiunile în plan (interax) 10,00x6,00ml şi cu înălţimea de 6,00 m. Structura de rezistenţă este din cadre metalice dispuse pe două direcţii ortogonale, cu închideri perimetrale din plasă de sârmă. Pentru transportul pe orizontală şi verticală a echipamentelor s-a prevăzut un electropalan de 5,00 tf.

Staţie aer comprimat - clădire de tip parter cu dimensiunile în plan (interax) 7,00 x 5,00m şi înalţimea utilă de 3,50m, avand structura de rezistenţă din cadre ortogonale pe două direcţii, realizate din confecţii metalice sudate. Fundaţiile clădirii sunt fundatii izolate de suprafata solidarizate cu o retea de grinzi de fundaţii din beton armat monolit. Fundaţiile echipamentelor tehnologice amplasate în interiorul clădirii – 2 compresoare de aer şi 2 uscătoare de aer - fundatii de suprafaţă izolate din beton armat în soluţie monolit.

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 197

Platforma exterioară adiacentă staţiei de aer comprimat - placă tip dală groasă din beton.

Estacada conducte tehnologice - pentru susţinere s-au prevăzut stâlpi cu rigle, în soluţie confecţie metalică, având fundaţii izolate de suprafaţă din beton armat monolit

Soluţia 2Fundaţiile turbinelor cu gaze şi a cazanelor recuperatoare – sunt radiere generale tip dală groasă, cu grosime constantă, executate din beton armat în soluţie monolit.

Fundaţie acumulator caldură 1300 mc –rezervorul este amplasat în interiorul unor inele de beton armat monolit Dint=16,20ml, fiind aşezat pe straturi din nisip bitumat, cu gradul de compactare 95%.

Fundaţiile cazanelor de 10 t/h, pompelor, schimbătoarelor de căldură, compresoarelor de gaze, rezervoarelor de aer – sunt fundaţii de suprafaţă izolate din beton armat în soluţie monolit.

Staţia de compresoare gaze - de tip şopron cu dimensiunile în plan (interax) 16,00x18,00ml şi cu înălţimea de 8,00m. Structura de rezistenţă este din cadre metalice dispuse pe două direcţii ortogonale, cu închideri perimetrale din plasă de sârmă. Pentru transportul pe orizontală şi verticală a echipamentelor s-a prevăzut un electropalan de 8,00 tf.

Staţie aer comprimat-clădire de tip parter cu dimensiunile în plan (interax) 7,00 x 7,00m şi înalţimea utilă de 3,50m, avand structura de rezistenţă din cadre ortogonale pe două direcţii, realizate din confecţii metalice sudate. Fundaţiile clădirii sunt fundatii izolate de suprafata solidarizate cu o retea de grinzi de fundaţii din beton armat monolit. Fundaţiile echipamentelor tehnologice amplasate în interiorul clădirii – 3 compresoare de aer şi 3 uscătoare de aer - fundatii de suprafaţă izolate din beton armat.

Platforma exterioară adiacentă staţiei de aer comprimat - placă tip dală groasă din beton.

Estacada conducte tehnologice - pentru susţinere s-au prevăzut stâlpi cu rigle, în soluţie confecţie metalică, având fundaţii izolate de suprafaţă din beton armat monolit

10.5 Performanţe scontate a se obţine în urma lucrãrilor de investiţii

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 198

Determinarea performanţelor care vor fi obţinute ca urmare a implementării investiţiei analizate în cadrul prezentei documentaţii, s-a realizat în baza următoarelor premise:

Cantitatea anuală de energie termică livrată la gardul centralei s-a determinat pe baza valorilor necesarului orar de energie termică prezentat în cap. 10.1.

Duratele regimurilor caracteristice considerate pe baza datelor puse la dispoziţie de către beneficiar sunt următoarele: iarna - 4344 h/an ; vara - 4224 h/an.

Combustibilul considerat în calculul producţiilor anuale este:- combustibil de bază: gazul natural cu Pci = 8050 kcal/mc, - combustibil de rezervă: păcură cu Pci = 9800 kcal/kg, cu conţinut redus de sulf, în

situaţiile în care nu se asigură nivelul minim de presiune al gazului natural în regimul maxim iarna (cca. 72 ore/an).

Producţiile anuale de energie electrică şi termică pe fiecare echipament şi consumul anual de combustibil s-au determinat prin rularea programului GT PRO pentru fiecare regim şi temperatură exterioară în parte.

Eficienţa energetică a echipamentelor de cogenerare s-a calculat pe baza cantităţii anuale de energie termică şi energie electrică produsă în cogenerare şi a cantităţii anuale de combustibil consumat.

IPOTEZA ASursa de cãldurã CET Brazi

UM Soluţia 1 Soluţia 2Total Cogenerare Total Cogenerare

Energie electricã produsã MWh/an 374630,22 374630,22 352969,35 352969,35Energie electricã livratã MWh/an 340497,00 340497,00 320000,37 320000,37Energie termicã produsã Gcal/an

MW/an644645,47749722,68

551343,30641212,25

637879,04741853,33

467936,70544210,38

Energie termicã livratã (la gard) Gcal/anMW/an

589689,80685809,23

515902,51599994,61

589689,80685809,23

467936,70544210,38

Consum anual de combustibil tcc/anMW/an

166285,211353727,89

151452,481232974,68

157855,671285103,04

126940,761033424,74

Eficienţa cogenerãrii % 79,05 86,82Eficienţa globalã % 78,33 80,83

IPOTEZA BSursa de cãldurã CET Brazi

UM Soluţia 1 Soluţia 2Total Cogenerare Total Cogenerare

Energie electricã produsã MWh/an 254466,76 254466,76 232805,89 232805,89Energie electricã livratã MWh/an 230790,93 230790,93 210294,30 210294,30Energie termicã produsã Gcal/an

MW/an456528,91530943,12

382741,62445128,50

449762,48523073,77

299335,02348126,63

Energie termicã livratã (la gard) Gcal/anMW/an

421088,12489725,48

347300,83403910,86

421088,12489725,48

299335,02348126,63

Consum anual de combustibil tcc/anMW/an

116647,12949624,21

104911,99854088,55

108217,58880999,35

80400,27645538,61

Eficienţa cogenerãrii % 78,37 88,75Eficienţa globalã % 77,09 82,01

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 199

CAPITOLUL 11. ANALIZA TEHNICO-ECONOMICĂ COMPARATIVĂ A SOLUŢIILOR ŞI ALEGEREA SOLUŢIEI OPTIME

Analiza economică comparativă se efectueaza în Euro, prin metoda cost –beneficiu, pe conturul investiţiei şi va cuprinde:- Determinarea producţiilor de energie electricã şi termicã, a consumului anual de

combustibil şi a cheltuielilor anuale de exploatare aferente sursei de cãldurã centralizate, în fiecare dintre soluţiile analizate;

- Determinarea Fluxului de Venituri actualizate şi Cheltuieli actualizate (FVC) previzionat;- Determinarea indicatorilor de eficienţã: Venit Net Actualizat (VNA), Rata Internã de

Rentabilitate (RIR), Indice de Profitabilitate (IP) în aceleaşi condiţii ale costurilor la energia electricã şi energia termică livrate (pentru o rată de actualizare de 10%).

În previzionarea Fluxului de Venituri actualizate şi Cheltuieli actualizate se au în vedere următoarele elemente:- Veniturile din vânzarea energiei electrice şi energiei termice – determinate pe baza

cantitãţilor anuale de energie electricã şi energie termicã livrate şi a costurilor unitare ale acestora la limita centralei;

- Cheltuieli anuale de exploatare (exclusiv amortismentele aferente investiţiilor);- Investiţia: valoarea lucrărilor necesare în centralã pentru instalarea noilor echipamente

Soluţia optimă este selectată dintre soluţiile analizate pe baza criteriului VNA pozitiv maxim, IP supraunitar maxim , RIR maxim > rata de actualizare aleasã pe perioada de analiză, iar decizia de realizare imediatã este corectã.

11.1 Premise de calcul pentru analiza economicã comparativă

Analiza economică comparativã pentru sursa de cãldurã ţine seama de faptul cã lucrãrile propuse pentru Componentele 2 ÷ 8 s–au realizat deja în momentul punerii în funcţiune a noilor echipamente în CET Brazi şi, de asemenea, ţine seama de efectele acestor lucrãri. Practic primul an de exploatare (anul 3) luat în considerare în analizã corespunde cu anul 2015 din tabelul şi graficul prezentat în Anexa A.

Această analiză este elaborată pe baza următoarelor premise: Analiza de eficienţã economicã se elaboreazã în Euro, pe conturul proiectului, prin

metoda cost –beneficiu; Rata de actualizare se considerã de 10 %; Finanţarea investiţiei se considerã cã se va realiza din fonduri proprii beneficiarului; Durata de analizã consideratã este de 22 de ani şi este aceeasi pentru toate soluţiile şi

ipotezele analizate. Aceasta duratã acoperă perioada de 2 ani de execuţie a investiţiei în CET Brazi şi perioada de 20 de ani de exploatare a acesteia;

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 200

Datele tehnice de bazã pentru funcţionarea CET Brazi, care se iau în considerare la elaborarea analizei (prezentate detaliat în cap. 10.5) sunt urmãtoarele:

Ipoteza A

Specificaţie UM Solutia 1 Solutia 2

Energia electrică produsă MWh/an 374630,22 352969,35Consum anual servicii proprii electrice MWh/an 34133,22 32968,98Energia electrică livrată MWh/an 340497,00 320000,37Energia termică produsă pentru a fi livrată la limita CET Brazi

Gcal/an 589689,80 589689,80

Consum anual de combustibilgaze naturale

pãcurãmii mc/antone/an

129628,581710,33

120225,21163,92

Ipoteza B


Energia electrică produsă MWh/an 254466,76 232805,89

Consum anual servicii proprii electrice MWh/an 23675,83 22511,59Energia electrică livrată MWh/an 230790,93 210294,30Energia termică produsă pentru a fi livrată la limita CET Brazi

Gcal/an 421088,12 421088,12



89155,891710,33

79752,52163,92

Cantitatea anuală de energie termică produsã pentru a fi livratã de CET LukOil în nodul de racord F25, în Ipoteza B, este de 168 602 Gcal/an.

Preţul energiei termice cumpãrate de la CET LukOil (Ipoteza B) s-a considerat la o valoare maximã de 9,2 Euro/Gcal. Orice preţ mai mare conduce la rezultate negative.

Valorile totale de investiţie (fãrã TVA) în soluţiile analizate sunt următoarele:Soluţia 1 (1 ITG + 1CRaf + 1 CAI + Acc) - 17 882 mii EuroSoluţia 2 (3 ITG + 3 CRaf + 2 CAF + 2 CAI + Acc) - 77 300 mii Euro

La fondul fix existent din CET Brazi (Soluţia 1) s–au mai cuprins (ca amortismente) valorile de investiţii necesare pentru realizarea urmãtoarelor lucrãri: montare arzãoare cu NOx redus la cazanul nr. 6 (2450 mii Euro) şi reabilitarea clãdirii aferente spaţiului de montare a noilor echipamente (7154,68 mii Euro);

Preţurile (fãrã TVA) luate în considerare pentru combustibil sunt următoarele:- gaze naturale: 230 Euro/1000 mc (valabil la 1 iulie 2006 pentru S.C. Distrigaz Sud)- pãcură: 280 Euro/tonã

Costurile unitare (fără TVA) ale energiei livrate la gardul centralei avute în vedere la calculul veniturilor sunt urmãtoarele:

- pentru energia termicã 30 Euro/Gcal

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 201

- pentru energia electricã 58 Euro/MWh Subliniem faptul ca aceste costuri unitare sunt relevante doar pentru analiza comparativă. Tarifele practicate la consumatori sunt prezentate în cap. 14 la analiza economicã de eficienţã pe conturul sistemului centralizat din Municipiul Ploieşti.

Cheltuielile cu munca vie se considerã cu o retribuţie medie anuală de 7000 Euro/om/an, inclusiv taxe şi cote aferente;

Numărului de personal pentru exploatarea/ întreţinerea echipamentelor şi instalaţiilor estimat la:

Soluţia 1 - 276 angajaţi (personalul existent în CET Brazi) Soluţia 2 - 82 angajaţi (selectaţi din personalul existent şi calificaţi pentru noile echipamente performante şi complet automatizate)

Cheltuielile anuale de exploatare ale sursei de producere a energiei termice (calculate în Euro/an), în soluţiile analizate, sunt urmãtoarele:

Nr. crt. Costuri anuale - Ipoteza A

Soluţia 1Valoare

(mii Euro/an)

Soluţia 2Valoare

(mii Euro/an)1 Cheltuieli variabile 30480,78 27874,181.1 Cheltuieli cu combustibilul:

* Gaze naturale* Pãcurã

30293,4629814,57

478,89

27697,7027651,80

45,901. 2 Rest cheltuieli variabile 187,3 176,52 Cheltuieli fixe 2309,16 43932.1 Amortismente

* Fond fix existent* Investiţia nouã

1412,79518,69894,1

38650

38652.2 Reparaţii curente şi RK

* pentru Fondul fix existent* pentru Investiţia nouã

334,43155,61178,82

386,50

386,52.3 Rest cheltuieli fixe 561,95 141,193 Cheltuieli cu munca vie 1932 574

TOTAL CHELTUIELI ANUALE 34721,94 32840,87

TOTAL CHELTUIELI ANUALE(fãrã amortizarea noii investiţii) 33827,84 28975,87

Cost unitar energie electricã produsã (Euro/MWh) 45,46 42,92Cost unitar energie electricã livratã (Euro/MWh) 50,02 47,34Cost unitar energie termicã produsã pentru a fi livratã (Euro/ Gcal) 30 30

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 202

Nr. crt. Costuri anuale - Ipoteza B

Soluţia 1Valoare

(mii Euro/an)

Soluţia 2Valoare

(mii Euro/an)1 Cheltuieli variabile 21111,98 18505,381.1 Cheltuieli cu combustibilul:


20984,7520505,85

478,89

18388,9818343,08

45,901. 2 Rest cheltuieli variabile 127,2 116,42 Cheltuieli fixe 590,94 3567,032.1 Amortismente


160,95160,95

0

3158,100

3158,102.2 Reparaţii curente şi RK


48,2948,29

0

315,810




Cost unitar energie electricã produsã (Euro/MWh) 43,24 43,01Cost unitar energie electricã livratã (Euro/MWh) 47,67 47,62Cost unitar energie termicã produsã pentru a fi livratã (Euro/ Gcal) 30 30

11.2 Venituri anuale

Veniturile anuale care s-ar obţine din vânzarea energiei electrice şi respectiv energiei termice livrate de CET Brazi pe perioada de exploatare de 20 de ani au fost determinate pe baza cantităţilor de energie electrică şi energie termică livrate şi a costurilor unitare a energiei electrice şi energiei termice la gardul centralei, în baza premiselor menţionate anterior.

Veniturile anuale care s-ar obţine în fiecare din soluţiile şi ipotezele analizate sunt prezentate în tabelul următor:

Specificaţie Venituri obţinute din

vânzarea energiei electrice

Venituri obţinute din vânzarea

TOTAL VENITURI

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 203

(mii Euro/an)energiei termice

(mii Euro/an) (mii Euro/an)Solutia 1

Ipoteza A 19748,83 17690,69 37439,52Ipoteza B 13385,87 12632,64 26018,52

Soluţia 2Ipoteza A 18560,02 17690,69 36250,72Ipoteza B 12197,07 12632,64 24829,71

11.4 Rezultatele analizei comparative. Selectarea variantei optime de echipare

Analiza comparativă a soluţiilor şi ipotezelor propuse, în condiţiile preţurilor la combustibil (fãrã TVA): Gaze naturale - 230 Euro/1000 mc, Pãcurã – 280 Euro/tonã şi în condiţiile costurilor unitare la energia livratã la gard CET Brazi: Energie electricã – 58 Euro/MWh, Energie termicã – 30 Gcal/h şi a preţului energiei termice cumpãrate de la CET LukOil de 9,2 Euro/Gcal, pune în evidenţă următoarele rezultate:

SpecificatieOrdinea

de eficienţă

VNA RIR IP

mii Euro % -

Solutia 1 IpotezaA 1 9894,38 17,85 1,039

Solutia 1 Ipoteza B 2 5857,22 - 1,033

Solutia 2 Ipoteza A 3 - 15892,66 6,55 0,941

Solutia 2 Ipoteza B 4 - 28141,69 1,72 0,861

Fluxurile de venituri actualizate şi cheltuieli actualizate, cu indicatorii de eficienţã rezultaţi pentru soluţiile şi ipotezele analizate sunt prezentate detaliat în Anexa B.

În baza elementelor de mai sus se poate spune că soluţia 1 de echipare a sursei CET Brazi este soluţia optimă de asigurare a energiei termice pentru sistemul centralizat din Municipiul Ploieşti, datorită faptului că indicatorii de eficienţã au rezultat maximi.

Preluarea sau nu a unei părţi din energia termică din CET LukOil în nodul de racord F25 poate fi luată în considerare numai dacă printr-un contract de achiziţie încheiat între operatorul DALKIA TERMO PRAHOVA şi Compania LukOil, preţul maxim al Gcal livrate în nodul de racord F25 este de 9,2 Euro/Gcal.

Chiar şi în condiţiile în care preluarea de energie termică din CET LukOil ar fi posibilă la preţul maxim menţionat, având în vedere că operatorul DALKIA TERMO PRAHOVA are obligaţia prin

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 204

contract cu Primăria Municipiului Ploieşti să asigure continuitatea serviciului de alimentare cu energie termică, practic la nivelul CET Brazi este necesară menţinerea în rezervă a unei capacităţi suficiente pentru preluarea unor eventuale perturbaţii care ar putea să apară în alimentarea cu căldură din CET LukOil.

Acest lucru conduce la supradimensionarea cheltuielilor fixe ale operatorului, singurul mod de a le acoperi fiind negocierea unui preţ cât mai mic pentru energia termică preluată din CET LukOil, de exemplu: 5,75 Euro/Gcal.

Pentru Soluţia 2 de echipare a sursei de căldură s-a analizat şi realizarea centralei noi de cogenerare în amplasamentul nou de lângă nodul de racord F25, la intrarea în Municipiul Ploieşti pe terenul Primăriei.

În acest caz necesarul orar de energie termică la gard care urmează să fie asigurat din sursa de căldură (Solutia 2), dupa realizarea masurilor propuse (Componentele 2 ÷ 8) pentru consumatorii din Municipiul Ploieşti are următoarele valori:

Regim de functionare

Consumatori din Municipiul Ploiesti

Populatie(apartamente)

(Gcal/h)

Industrial oras(existent)(Gcal/h)

Institutii publice (nou preluate)

(Gcal/h)Maxim iarna 166,48 25,60 32,89Mediu iarna 75,70 20,39 18,10Tranzitoriu 74,56 11,23 6,58Mediu vara 15,88 0,78 2,97

Valoarea de investiţie a sursei de căldură în acest caz este de cca. 88500 mii Euro.

În condiţiile premiselor menţionate anterior (preţ combustibili, cheltuieli cu munca vie, etc) rezultă că numai pentru un preţ al energiei termice livrate la gardul centralei de 36 Euro/Gcal şi un preţ al energiei electrice livrate de 62 Euro/MWh (în condiţiile de eficienţă minimă), realizarea centralei noi de cogenerare în amplasamentul nou de lângă nodul de racord F25, la intrarea în Municipiul Ploieşti ar putea fi luatã în considerare. În aceste condiţii decizia privind amplasamentul sursei noi ar trebui luată în funcţie de următoarele elemente:- avantajele oferite de amplasamentul existent din punct de vedere al infrastructurii deja

existente, a racordurilor la utilităţile existente, inclusiv racordul la SEN;- posibilitatea păstrării alimentării cu energie termică sub formă de apă fierbinte a

consumatorilor existenţi (terţi) racordaţi direct la CET Brazi.

CAPITOLUL 12. EVALUAREA EFORTULUI INVESTIŢIONAL PENTRU TOATE COMPONENTELE SISTEMULUI CENTRALIZAT

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 205

Conform HG 462/2002 pentru aprobarea Programului „Termoficare 2006÷2009 Calitate şi Eficienţă”, sistemul centralizat de producere, transport şi distribuţie a energiei termice este structurat astfel:

Grupa 1: Componente ale sistemului centralizat:1. Unitatea de producţie agent termic2. Reţeaua de transport agent termic primar (apă fierbinte)3. Puncte de termoficare 4. Reţeaua de distribuţie a apei calde şi a agentului termic de încălzire5. Contorizarea la nivel de imobil

Grupa 2: Componente ale consumatorului final:6. Reţeaua interioară de alimentare a imobilului, cu apă caldă şi cu agent termic de încălzire 7. Contorizarea individuală împreună cu robinetele termostatate

Grupa 3: Componenta de reabilitare termică a clădirilor de locuit:8. Reabilitarea termică a anvelopei clădirilor de locuit, respectiv a faţadelor, teraselor şi a

tâmplăriei exterioare.

Valorile de investiţii (fãrã TVA), pe componentele sistemului centralizat de producere şi distribuţie a energiei termice, în preţuri nivel 31.10.2006, 1 Euro = 3,5211 RON, sunt următoarele:

Componenta RON Euro

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 206

Sursa de energie termică Soluţia 1Soluţia 2

62 964 310272 181 030

17 882 00077 300 000

TOTAL investiţie componenta 1

2. Reţea primară (de transport) 85 091 696 24 166 225

3. Puncte termice şi module termice 32 419 613 9 207 240

4. Reţea secundară (de distribuţie) 21 347 408 6 062 710

5. Contorizare la nivel de imobil - -

TOTAL investiţie componentele 2-5 138 858 717 39 436 175

6. şi 7. Instalaţii interioare de distribuţie şi contorizare individuală

212 254 401 60 280 708

TOTAL investiţie componentele 6 - 7 212 254 401 60 280 708

8. Reabilitarea termică a clădirilor, inclusiv anveloparea

1 036 091 914 294 252 340

TOTAL investiţie componenta 8 1 036 091 914 294 252 340

TOTAL investiţie componentele 2 - 8 1 387 205 032 393 969 223

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 207

CAPITOLUL 13. IDENTIFICAREA SURSELOR POSIBILE DE FINANŢARE

Principalele categorii de surse de finanţare posibil a fi utilizate pentru promovarea proiectelor de investiţii sunt :

A. Surse proprii ale beneficiarului, constituie din:1) Cota de amortizare anuală aferentă fondului fix;2) Profitul net

Finanţarea din surse proprii se poate face fie pentru întreaga investiţie, fie numai pentru o parte a acesteia, restul urmând a fi finanţat din alte surse.

Analiza economică pe care o implică realizarea investiţiei din surse proprii s-a elaborat în cadrul Studiului de Fezabilitate

B. Surse atrase, constituite din:

1) Surse de capital privat (investitori)

2) Surse de capital împrumutat (credite)

O serie de banci si instituţii financiare precum: Bănci comerciale internaţionale Bănci regionale de dezvoltare: - BERD

- BEI Instituţii de dezvoltare multilaterală

- Banca Mondială, WB- Corporaţia financiară internaţională, IFC

Bănci de Import - Export şi Agenţii de dezvoltare: - Banca de Export Import a SUA, EXIMBANK

- Agentia Statelor Unite pentru Dezvoltare şi Comert, USTDA- Agentia Statelor Unite pentru Dezvoltare Internationala, USAID- Banca Japoneza pentru Cooperare Internaţională, JICA - Agenţia Japonezǎ de Cooperare Internaţionalǎ, JIBIC- Asistenţa Canadianǎ pentru Dezvoltare Internaţionalǎ, CIDA- Organizaţia pentru dezvoltarea noilor tehnologii industriale şi energetice din Japonia -

NEDOacordǎ urmǎtoarele tipuri de credite: Credite comerciale Credite de export (furnizor sau cumpărător). Guvernele din ţările dezvoltate au înfiinţat Agenţii de Credit Export care sprijină exporturile

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 208

acestor ţări (echipamente, bunuri, etc). şi care acordă fie credite, fie garanţii, fie o combinaţie între acestea două. Creditele acordate sunt fie credit cumpărător, fie credit furnizor. În cazul creditului cumpărător, creditul este acordat cumpărătorului de echipamente. Se poate cere o garanţie de la banca cumpărătorului. În cazul creditului furnizor, creditul este acordat furnizorului, care fixează condiţiile financiare către cumpărător. Credite sindicalizate; sunt acordate de un grup de bănci care se înţeleg pentru a acorda un

credit cu aceleaşi condiţii de creditare. Avantajele creditelor sindicalizate sunt următoarele:- Valoarea creditului poate fi mai mare- Creditul poate fi acordat în oricare dintre mai multe valute- Extragerile de credit sunt mai flexibile

Dezavantajul major al acestor credite este dobânda variabilă care în general se bazează pe LIBOR şi care poate conduce la un cost relativ mai ridicat faţă de alte surse

Avantajul major al contactarii acestor institutii financiare si agentii de creditare pentru obtinerea unui credit este acela ca investiţia se face „pe banii bǎncilor”, rambursarile urmand sa se realizeze din veniturile proiectului. Un alt avantaj ar fi acela cǎ se impune realizarea eficienţei tehnico-economice a investiţiei justificatǎ în studiul de fezabilitate aprobat; în cazul nerealizarii acestor performanţe nu se vor mai obtine venituri sufieciente pentru acoperirea ratelor de rambursare şi a dobânzilor aferente.

În cazul contractǎrii unui credit existǎ necesitatea asigurarii co-finanţǎrii reprezentând cel puţin 20% din valoarea totalǎ a investiţiei; aceasta co-finanţare poate fi asiguratǎ fie din surse proprii fie din alte credite comerciale

3) Alte surse atrase

Programe de asistenţă europeană – Instrumente structurale

Instrumentele structurale denumesc in ansamblu Fondurile structurale şi Fondul de coeziune.

Fondurile structurale sunt instrumente financiare prin care Uniunea Europeană acţionează pentru eliminarea disparităţilor economice şi sociale între regiuni, în scopul realizării coeziunii economice şi sociale.

Dupa data aderării, vom putea beneficia de urmatoarele tipuri de Fonduri Structurale:- Fondul European de Dezvoltare Regională – FEDER, care vizează: dezvoltarea societăţii

informaţionale, protecţia mediului şi cooperarea trans-frontalieră şi inter-regională.- Fondul Social European – FSE, care vizeaza îmbunătăţirea oportunităţilor de angajare

pentru şomeri şi muncitori în Piaţa Unică

Fondul de Coeziune – fostul Phare CES, care vizeaza îmbunătăţirea mediului înconjurător şi dezvoltarea infrastructurii în statele membre.

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 209

Fondurile structurale au la bază programe operationale (PO). Programele operationale sunt: sectoriale regionale

Programe Operationale Sectoriale (POS) au ca prioritǎţi: infrastructura/transport cresterea competitivitatii economice infrastructura/mediu (fost ISPA) dezvoltarea resurselor umane

Programe Operationale Regionale (POR) au ca priorităţi: Infrastructură regională

- Transport şi utilităţi publice regionale- Infrastructură socială- Infrastructură de afaceri

Diversificarea economică la nivel regional/local (activităţi locale inovative) Turism regional Regenerare urbană (infrastructură, servicii publice, reabilitare sit-uri industriale şi dezvoltarea de noi activităţi)

Programele operationale sectoriale şi regionale implementează obiectivele Planului Naţional de Dezvoltare (PND).La sfarsitul anului 2005 s-a finalizat si aprobat „Planul National de Dezvoltare 2007-2013 fiind primul act care: fundamenteazǎ accesul Romaniei la Instrumentele Structurale ale UE, dupa data aderarii. sta la baza negocierilor cu UE a prioritatilor si obiectivelor strategice de dezvoltare ale

Romaniei pe care UE la va sprijini cu finantari structurale in perioada 2007-2013. prioritizeaza investitiile publice pentru dezvoltare in plan intern

PND 2007-2013 cuprinde 6 prioritati nationale de dezvoltare, adică cele mai importante domenii pe care Romania le va negocia pentru alocarea de fonduri structurale:

1) Cresterea competitivitatii economice si dezvoltarea economiei bazate pe cunoastere2) Dezvoltarea si modernizarea infrastructurii de transport3) Protejarea si imbunatatirea calitatii mediului4) Dezvoltarea resurselor umane5) Dezvoltarea economiei rurale6) Sprijinirea dezvoltarii echilibrate a tuturor regiunilor tarii

Pentru fiecare prioritate de dezvoltare, este in curs de elaborare un Program Operational. Ministerul Economiei şi Comerţului, prin Direcţia Programe cu Organizaţii Internaţionale, a fost desemnat ca Autoritate de Management pentru Programul Operaţional Sectorial (POS) „Creşterea competitivităţii economice”. Programul Operaţional Sectorial “Creşterea

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 210

Competitivităţii Economice” este documentul de programare care va fundamenta gestionarea fondurilor structurale, după data aderării, in vederea implementării Priorităţii 1 din PND „Creşterea competitivitatii economice şi dezvoltarea economiei bazate pe cunoaştere”

Structura organizatorică se prezintă în tabelul următor:

Program Operational

Autoritate de Management

Organisme Intermediare FOND

Creşterea competitivităţiieconomice

Ministerul Economieisi Comerţului – Directia Programe cu Organizatii Internationale

Agenţia Naţională pentru Întreprinderi Mici şi Mijlocii şi CooperaţieMinisterul Educaţiei şi Cercetării –Departamentul de CercetareMinisterul Comunicaţiilor şi Tehnologiei InformaţieiMinisterul Economiei şi Comerţului –Departamentul EnergieMinisterul Transporturilor, Constructiilor si Turismului - Autoritatea Naţională de Turism

FEDER

Obiectivul general al POS „Creşterea competitivităţii economice” este creşterea productivităţii întreprinderilor româneşti pentru reducerea decalajelor faţă de productivitatea medie la nivelul Uniunii Europene. Se urmăreşte o creştere medie a productivităţii de cca. 5,5% anual, până în anul 2015, permiţând României să atingă un nivel de aproximativ 55% din media UE.

Obiectivele specifice ale POS „Creşterea competitivităţii economice” (POS-CCE) sunt: Consolidarea si dezvoltarea sectorului productiv Constituirea unui mediu favorabil dezvoltarii intreprinderilor Cresterea capacitatii C&D si stimularea cooperarii intre institutii de CDI si sectorul productiv, Valorificarea potentialului IT (tehnologia informaţiei) si aplicarea acestuia in sectorul public si

privat Cresterea eficientei energetice si dezvoltarea durabila a sistemului energetic

Avand in vedere deopotriva, posibilitatile identificate pentru imbunatatirea competitivitatiiintreprinderilor romanesti pentru a face fata noilor provocari si folosirea oportunitatilor de aopera pe Piata Unica Europeana, cat si eligibilitatea Romaniei pentru finantarea din FEDR, incadrul POS-CCE au fost identificate urmatoarele axe prioritare:

Axa Prioritara 1: Un sistem inovativ de productieAxa Prioritara 2: Cercetarea, dezvoltarea tehnologica si inovarea pentru competitivitateAxa Prioritara 3: Tehnologia informatiei si comunicatiilor pentru sectoarele privat si publicAxa Prioritara 4: Cresterea eficientei energetice si dezvoltarea durabila a sistemului energeticAxa Prioritara 5: Romania, destinatie atractiva pentru turism si afaceri

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 211

Axa Prioritara 6: Asistenta tehnica

Obiectivul Axei Prioritare 4 „Creşterea eficienţei energetice şi dezvoltarea durabilă a sistemului energetic „ este acela de a reduce intensitatea energetică primară pentru atingerea ţintei nationale (reducere cu 40% pana in 2015) şi reducerea gradului de poluare a sectorului energetic. Romania este caracterizată printr-o intensitate energetica primară şi finală extrem de ridicată comparativ cu media UE 25 (aproximativ de 4 ori mai ridicata). Mai mult, intensitatea energetică reprezintă factorul de competitivitate cu cel mai mare decalaj fata de tarile UE. Acest decalaj poate constitui un factor negativ important pentru competitivitatea economiei nationale mai ales in perspectiva cresterii treptate a preturilor la energie si alinierea acestora la nivelurile europene.

Pentru reducerea acestui decalaj s-au identificat următoarele domenii de intervenţie: Imbunatatirea eficientei energetice Valorificarea resurselor regenerabile de energie Reducerea impactului negativ asupra mediului al functionarii sistemului energetic

Pentru fiecare din domeniile de intervenţie menţionate s-a conturat o serie de operaţiuni indicative care se prezintă sintetic în tabelul de mai jos:

Domenii de intervenţie Operaţiuni indicativeImbunatatirea eficientei energetice

Sprijinirea investitiilor pentru construirea de noi capacitati de producere a energiei electrice si termice, pentru retehnologizarea, modernizarea si reabilitarea celor existente in scopul cresterii eficientei energetice (centrale/grupuri de producere a energiei electrice si termice, centrale/grupuri de cogenerare, turboagregate),

Sprijinirea investitiilor in extinderea si modernizarea retelelor de distributie a energiei electrice, in scopul reducerii pierderilor in retea si realizarea in conditii de siguranta si continuitate a serviciului de distributie,

Realizarea de investitii pentru interconectarea retelelor de transport a energiei electrice, a petrolului si gazelor naturale, cu retelele europene

Valorificarea resurselor regenerabile de energie

Realizarea de investitii in noi capacitati de producere a energiei electrice si termice prin valorificarea resurselor energetice eoliene, hidroenergetice, solare, a biomasei si a resurselor geotermale si modernizarea celor existente.

Reducerea impactului negativ asupra mediului al functionarii sistemului energetic

Realizarea de investitii in instalatii de desulfurare, arzatoare cu NOx redus si filtre pentru instalatiile mari de ardere

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 212

Avantaje aplicǎrii instrumentelor structurale sunt:- Susţinerea obiectivului de investiţie ca proiect de importanţǎ majora la nivel naţional - Utilizarea unor fonduri nerambursabile farǎ costuri financiare suplimentare care pot acoperi cca.

50 – 100% din valoarea investiţiei

Dezavantaje aplicǎrii instrumentelor structurale sunt:- Constituirea co-finantarii locale de pana la 50% din valoarea investiţiei- Preluarea, in totalitate, a riscurilor care pot apare pe durata de funcţionare- Aplicarea regulii « n+2 », fondurile care nu vor fi cheltuite în termen de 2 ani de la data angajarii

lor vor fi returnate.

Surse asigurate prin mecanismele promovate de Protocolul de la Kyoto

Un alt tip de surse atrase sunt cele provenite din aplicarea mecanismelor promovate de Protocolul de la Kyoto, adoptat in decembrie 1997 cu ocazia celei de-a treia Conferinţe a Părţilor la Convenţia-Cadru a Naţiunilor Unite asupra Schimbărilor Climatice.

Protocolul de la Kyoto constituie baza legalǎ, pe plan mondial, pentru procesul de reducere a emisiilor de GES. Perioada 2008-2012 reprezintǎ prima perioada de angajament a Protocolului.

Pentru atingerea obiectivelor stabilite, exista o serie de mecanisme promovate de Protocol:- Mecanismul implementarii in comun (Joint Implementation – JI)- Mecanismul de dezvoltare nepoluanta (Clean Development Mechanism – CDM)- Mecanismul Comertului International cu Reduceri de Emisii (International Emission

Trading – IET)Romania a ratificat Protocolul de la Kyoto prin Legea nr.3/2001, asumându-şi astfel obligatia de a reduce emisiile de gaze cu efect de sera (GHG) cu 8%, in prima perioada de angajament, fata de anul 1989.

În calitate de ţarǎ parte a Anexei I la Covenţia Cadru a Naţiunilor Unite, România poate utiliza Mecanismul implementarii in comun (JI) pentru realizarea reducerilor de emisii.

Acest mecanism:- Permite transferul/achizitionarea catre/de la orice alta parte semnatara unitaţilor de

reducere a emisiilor (ERU) rezultate din proiecte ce au ca scop reducerea de emisii de GES. - Faciliteaza transferul tehnologiilor moderne, ‘’curate’’, in toate domeniile care produc

emisii de gaze cu efect de sera, in special, in sectorul energetic.- Maximizeazǎ efiecienţa mǎsurilor luate in plan national pentru evitarea si reducerea

emisiilor poluante ce duc la schimbări climatice.

Domenii in care se pot realiza proiecte Joint Implementation: - constructia instalatiilor de cogenerare, sau transformarea unor centrale termice in centrale

de cogenerare;

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 213

- reabilitarea si eficientizarea unor grupuri din termocentrale;- cresterea eficientei energetice a sistemelor de incalzire din orase;- schimbarea combustibililor in instalatiile de producere a energiei cu combustibili “curati”,

sau trecerea la utilizarea combustibililor cu continut scazut de carbon ;

Prin proiectele tip JI se ofera posibilitatea completarii schemei financiare a unui proiect de investitii. Rezultatele proiectului de investitii, materializate in reduceri de emisii, vor face obiectul transferului acestora de la tara gazda la tara investitoare

Având in vedere faptul cǎ acest transfer reprezintǎ responsabilitatea Guvernului României, proiectele tip JI se dezvolta doar sub prevederile unor Memorandum-uri de Inţelegere (MOUs ) semnate la nivel de Guverne şi aprobate prin lege.

Panǎ în prezent, Romania a incheiat MoUs cu Italia, Franta, Olanda, Elvetia, Norvegia, Austria, Danemarca, Suedia, BIRD prin Fondul de Carbon.

Avantaje utilizǎrii mecanismului JI:- Completarea schemei financiare a proiectului- Creşterea investitiilor strǎine- Realizarea transferului de tehnologie curatǎ- Îndeplinirea obiectivelor stabilite prin Protocolul de la Kyoto - Reducerea poluării

Dezavantaje utilizǎrii mecanismului JI:- Compania beneficiara a proiectului trebuie sa faca dovada efectiva a asigurarii surselor de

finantare necesare realizarii acestuia .- Companiile implicate in dezvoltarea proiectului trebuie sa faca dovada capacitatii lor privind

managementul documentarii si implementarii proiectului pe intreaga durata de viata a acestuia. - Proiectul trebuie sa prevada posibilitatea indeplinirii cerintelor necesare monitorizarii reducerilor

de emisii (colectare, stocare si prelucrarea datelor conform unor metodologii recunoscute ; metodologii de verificare a calitatii datelor, inclusiv instruirea si verificarea personalului responsabil cu monitorizarea).

Compania beneficiarǎ trebuie sa asigure, la cerere, accesul la informaţiile necesare revizuirii de cǎtre organismele internaţionale de supervizare.

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 214

Fonduri dedicate

Fondul Roman pentru Eficienţǎ Energeticǎ (FRE)

Fondul Roman pentru Eficienta Energetica este o instituţie specializatǎ in finanţarea proiectelor de eficienţǎ energeticǎ înfiinţatǎ conform OUG nr. 124/2001 aprobatǎ de Legea nr. 287/2002;FRE finanţează în condiţii comerciale companiile din sectorul industrial si alţi consumatori de energie pentru a le facilita adoptarea şi folosirea tehnologiilor de utilizare eficientǎ a energiei.FRE gestioneaza resursele financiare primite de Romania de la Fondul Global de Mediu (GEF) prin Banca Internationala pentru Reconstructie si Dezvoltare (BIRD) şi se adreseaza:

- Institutiilor financiare romanesti;- Organizatiilor profesionale ale producatorilor de echipamente;- Furnizorilor/comerciantilor de tehnologii pentru folosirea eficienta a energiei;- Companiilor din domeniul energiei şi folosirii eficiente a acesteia;- Autoritatilor locale si organizatiile lor;

Fondul de mediu

Fondul de mediu este înfiinţat în baza Legii (r) nr. 73/2000, modificatǎ şi completatǎ cu OUG 93/2001, OUG 86/2003 si OUG 41/2005 şi este gestionat de Administrarea Fondului de mediu, sub autoritatea Ministerului Mediului şi Gospodǎririi Apelor (MMGA)Fondul de Mediu susţine proiecte de interes public major, cu prioritate cele incluse in Planul national de actiune pentru protectia mediului;Categoriile de proiecte eligibile sunt:

- controlul si reducerea poluarii aerului, apei si solului (inclusiv prin adoptarea unor tehnologii curate);

- gestionarea sau reciclarea deseurilor;- tratarea si/sau eliminarea deseurilor periculoase

Modalitati prin care FM susţine proiectele de investiţii eligibile sunt:1. Finanţare prin credite rambursabile care se acordă pe o perioadă de maxim 5 ani, un procent de până la 80% din valoarea proiectului;2. Finantare prin credite nerambursabile care se acordă pentru o durată a contractului de maxim 26 de luni, cu o perioadă de execuţie a proiectelor de maxim 24 de luni. Acoperă un procent de până la 60% din valoarea proiectului

Ca o concluzie a tuturor celor prezentate, alegerea mecanismelor şi/sau a surselor de finantarea unei investitii depinde de:

Valoarea investitiei, marimea proiectului Existenta cofinantarii Posibilitatea de accesare a diverselor surse de finantare Disponibilitatea si conditiile de acordare a surselor de finantare

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 215

Posibilitatea realizarii unei combinatii de surse de finantare Capabilitatea financiara a beneficiarului

Fonduri ARCE

Agentia Romana pentru Conservarea Energiei (ARCE) este instituţia de specialitate la nivel national in domeniul eficientei energetice, cu personalitate juridică, autonomie functională, organizatorică şi financiară, aflată in subordinea Ministerului Economiei si Comertului. Finanţarea cheltuielilor curente şi de capital ale ARCE se asigură din venituri proprii şi alocaţii de la bugetul de stat. Infiintată prin Hotararea Guvernului nr. 754 din 06 iulie 1990, organizarea activităţii ARCE a fost aprobată prin Ordinul Ministrului Industriei şi Resurselor nr. 648 din 19 octombrie 1990.

Principalele responsabilităţi ale ARCE, stipulate în legea 199/2000 privind utilizarea eficientă a energiei, modificată şi completată prin legea 56/2006, sunt evaluarea tehnică şi avizarea proiectelor de investiţii în domeniul eficienţei energetice pentru care se cere finanţare de la bugetul de stat şi din alte surse interne şi externe la dispoziţia Guvernului şi acordarea de consultanţă gratuită în elaborarea şi aplicarea proiectelor de creştere a eficienţei energetice.

Legea 199/2000, modificată şi completată prin legea 56/2006, cuprinde prevederi care stabilesc posibilitatea de cofinanţare a proiectelor de investitii pentru cresterea eficientei energetice de la bugetul de stat, cu sume pana la 50% din valoarea totala a investitiei, calculata conform devizului general al acesteia.

Prin rectificarea bugetului de stat pe anul 2006, Ministerul Economiei si Comertului va primi fonduri pentru cofinantarea “Programului National pentru reducerea costurilor cu energia pentru populatie prin cresterea eficientei energetice si utilizarea energiei regenerabile pentru anul 2006”.

Acest program naţional, aprobat prin HG 320/2006, are ca obiectiv acordarea unui sprijin financiar nerambursabil pentru proiecte de investitii în domeniul producerii, transportului si distributiei energiei termice, cu referire la sisteme de alimentare centralizata cu energie termica pentru populatie, aflate în proprietatea autoritatilor locale.

Accesarea fondurilor se poate face în baza unor proiecte, a caror eligibilitate se stabileste de catre ARCE. Beneficiarii sunt 45 de primarii din 29 de judete, iar cofinantarea de la bugetul de stat se ridica la 30% din valoarea proiectelor.

Fonduri asigurate prin programul de investiţii „Termoficare 2006-2009 calitate şi eficienţă”

Scopul programului de investiţii "Termoficare 2006-2009 calitate şi eficienţă" este reprezentat de eficientizarea sistemelor centralizate de producere şi distribuţie energie termică, având ca

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 216

obiectiv final reducerea consumului de resurse energetice primare pentru producerea energiei termice, cu cel puţin 10 mil. Gcal/an, faţă de consumul de resurse energetice primare consumat în anul 2004, cu scopul producţiei de energie termică (în centrale termice - CT şi centrale termoelectrice - CTE), în condiţiile asigurării creşterii calităţii serviciului de termoficare.

Beneficiarii programului "Termoficare 2006-2009 calitate şi eficienţă" sunt administraţiile publice locale care deţin sisteme centralizate de producere şi distribuţie a energiei termice pentru populaţie. Sumele destinate lucrărilor de investiţii finanţate prin acest program vor fi alocate bugetelor consiliilor locale beneficiare.

Conform Programului "Termoficare 2006-2009 calitate şi eficienţă”, sistemul centralizat de producere şi distribuţie energie termică, este structurat astfel:1. Unitatea (unităţile) de producţie; 2. Reţeaua de transport agent termic primar (apă fierbinte); 3. Punctele de termoficare sau module termice la nivel de imobil, acolo unde se justifică

economic; 4. Reţeaua de distribuţie a apei calde şi a agentului termic de încălzire; 5. Contorizarea la nivel de imobil;

corelate cu componentele consumatorului final: 6. Reţeaua interioară de alimentare a imobilului, cu apă caldă şi cu agent termic de încălzire; 7. Contorizarea individuală împreună cu robinetele termostatate; 8. Reabilitarea termică a anvelopei clădirilor, respectiv a faţadelor, teraselor şi a tâmplăriei

exterioare.

Din punct de vedere administrativ activitatea acestor componente va fi organizată astfel: activitatea corespunzătoare componentelor 1-5 se va desfăşura prin Coordonarea Consiliului

Local pentru implementarea componentelor 1-7 a fost înfiinţată Unitatea de Management a

Proiectului în cadrul MAI pentru implementarea componentei 8 a fost înfiinţată Unitatea de Management a Proiectului în

cadrul MTCT

Finanţarea Programului "Termoficare 2006-2009 calitate şi eficienţă" se va face prin contractarea de către Ministerul Finanţelor Publice a unor împrumuturi, pentru minim 15 ani, în conformitate cu Legea nr. 313/2004 a datoriei publice.

Valoarea de investiţii estimată a Programului este de 13.419,4 milioane de lei (inclusiv taxele şi impozitele plătite pe teritoriul României), iar valoarea împrumuturilor, este de aproximativ 12.172,3 milioane de lei eşalonat, în perioada 2006-2009; diferenţa de 1.247,1 milioane de lei este asigurată ca surse proprii pentru anul 2006 şi 2007 conform OUG nr. 48/2004 pentru adoptarea unor măsuri privind furnizarea energiei termice populaţiei, pentru încălzirea locuinţei şi prepararea apei calde de consum, prin sisteme publice centralizate de alimentare cu energie termică, cu modificările şi completările ulterioare;

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 217

Beneficiarul împrumuturilor pentru componentele 1-7 va fi Ministerul Administraţiei şi Internelor, care va efectua şi plata serviciului datoriei publice contractate.

Beneficiarul împrumuturilor pentru componenta 8 va fi Ministerul Transporturilor, Construcţiilor şi Turismului, care va efectua şi plata serviciului datoriei publice contractate.

Rambursarea împrumutului pentru componentele 1-5 din structura sistemului centralizat de producere şi distribuţie energie termică se va suporta după cum urmează: Bugetul Ministerului Administraţiei şi Internelor va rambursa în procent de 50%, la care se

adaugă dobânzile, comisioanele şi alte costuri aferente împrumutului; Consiliile Locale care beneficiază de acest program vor rambursa 50%, corespunzător

investiţiilor realizate, la care se adaugă dobânzile, comisioanele şi alte costuri aferente împrumutului;

Pentru componentele 6-7, rambursarea împrumutului, inclusiv dobânzi, comisioane şi alte costuri aferente împrumutului, se va suporta de către proprietarii clădirilor care beneficiază de prezentul program, conform schemei de finanţare şi procedurilor care vor fi elaborate în cadrul Regulamentului privind implementarea programului "Termoficare 2006-2009 calitate şi eficienţă";

Fondurile acordate pentru finanţarea lucrărilor privind reabilitarea termică a clădirilor (componenta 8) se rambursează, conform Legii 260/2006 privind aprobarea OUG 187/2005 pentru modificarea OUG 174/2002 privind instituirea măsurilor speciale pentru reabilitatarea termică a unor clădiri de locuit multietajate, astfel:

- 34% din alocaţii de la bugetul de stat, în limita fondurilor aprobate anuale cu această destinaţie în bugetul Ministerului Transporturilor, Construcţiilor şi Turismului (MTCT)

- 33% din fondurile aprobate anual cu această destinaţie în bugetele locale- 33% din fondul de reparaţii al asociaţiei de proprietari.

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 218

CAPITOLUL 14. ANALIZA DE EFICIENŢĂ ECONOMICĂ PE CONTURUL SISTEMULUI CENTRALIZAT

14.1 Valoarea totalǎ de investiţie

Valoarea totală a investiţiei (fãrã TVA), aferentã lucrărilor de eficientizare a sistemului centralizat de producere, transport şi distribuţie a energiei termice din Municipiul Ploieşti, este prezentată în tabelul următor:

Investiţie mii Euro(fãrã TVA)

mii RON(fãrã TVA)

Valoarea totală a investiţiei CET Brazi - Sursă 17 882,000 62 964,310Valoarea totală a investiţiei în sistemul de termoficare, din care:

Reţea termicã primarã Reţea termică secundară Puncte termice şi module termice Instalaţii interioare de distribuţie şi

contorizare individuală Reabilitarea termică a clădirilor

393 969,22324 166,2256 062,7109 207,240

60 280,708294 252,340

1 387 205,03285 091,69621 347,40832 419,613

212 254,4011 036 091,914

TOTAL INVESTIŢIE 411 851,223 1 450 169,342

Valoarea investiţiei este calculată pentru un curs de schimb de 3,5211 RON/Euro, valabil la 31.10.2006.

14.2 Durata de realizare a lucrãrilor propuse

Durata totală de realizare a lucrãrilor propuse pentru eficientizarea sistemului centralizat de producere, transport şi distribuţie a energiei termice din Municipiul Ploieşti este de 9 ani (pânã în anul 2015), din care:- 2 ani durata aferentă realizării sursei de cãldurã în CET Brazi (în anii 2009 ÷ 2010)- 7 ani pentru lucrările de reabilitare a sistemului de transport şi distribuţie, cu racordarea

modulelor termice (în anii 2007 ÷ 2013)- 9 ani pentru lucrările de contorizare la consumatori şi lucrările de reabilitare termică a

clădirilor (în anii 2007 ÷ 2015).

14.3 Eşalonarea investiţiei

Eşalonarea investiţiei, reprezentând lucrările de eficientizare a sistemului centralizat de producere şi distribuţie a energiei termice din Municipiul Ploieşti, se prezintă în tabelul următor:

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 219

- mii Euro -

Specificatie

CETSursa nouă

Reţea termicã primarã

Puncte termice

Retea termicã

secundarã

Instalaţii interioare şi contorizare individuală

Reabilitarea termică a anvelopei clădirilor

Total

Anul 1 - 4 833,245 1 841,448 1 212,542 12 056,142 32 694,704 52 638,081Anul 2 - 4 833,245 1 841,448 1 212,542 12 056,142 32 694,704 52 638,081Anul 3 8 941 4 833,245 1 841,448 1 212,542 12 056,142 32 694,704 61 579,081Anul 4 8 941 4 833,245 1 841,448 1 212,542 12 056,142 32 694,704 61 579,081Anul 5 - 4 833,245 1 841,448 1 212,542 12 056,142 32 694,704 52 638,081

Anul 6 - - - - - 32 694,704 32 694,704

Anul 7 - - - - - 32 694,704 32 694,704

Anul 8 - - - - - 32 694,704 32 694,704

Anul 9 - - - - - 32 694,704 32 694,704

TOTAL 17 882 24 166,225 9 207,240 6 062,710 60 280,708 294 292,34 411 851,223

14.4 Premise de elaborare a analizei de eficienţã economicã

Analiza de eficienţã economică se efectuează în Euro, prin metoda cost –beneficiu, pe conturul sistemului centralizat de producere, transport şi distribuţie a energiei termice din Municipiul Ploieşti.

Analiza financiară cuprinde:a) Determinarea producţiilor de energie electrică şi termică, a consumului anual de

combustibil şi a cheltuielilor anuale de exploatare aferente CET Brazi – Sursă nouã, pe perioada de analizã;

b) Determinarea cantităţilor de energie termică vehiculate anual în sistemul de transport şi distribuţie şi a cheltuielilor anuale de exploatare aferente acestuia, pe perioada de analizã;

c) Determinarea Fluxului de Venituri actualizate şi Cheltuieli actualizate (FVC) previzionat ;d) Determinarea indicatorilor de eficienţã: Venit Net Actualizat (VNA), Rata profitului (RP),

Indice de Profitabilitate (IP), Termen de Recuperare (TR) a investiţiei (pentru o rată de actualizare de 10%).

Valoarea de investiţie privind eficientizarea sistemului centralizat de producere, transport şi distribuţie a energiei termice din Municipiul Ploieşti este de 411 851,223 mii Euro din care :

- 17 882 mii Euro pentru realizarea sursei noi de cãldurã în incinta CET Brazi - 393 969,223 mii Euro pentru reabilitarea sistemului de transport şi distribuţie, preluarea

instituţiilor publice prin module termice, precum şi a lucrărilor de reabilitare a instalaţiilor interioare de distribuţie şi reabilitarea termicã a clădirilor.

Finanţarea investiţiei în sursa nouã de cãldurã se considerã a se realiza astfel:

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 220

- 17 882 mii Euro se asigură 100 % din fonduri puse la dispoziţie prin Programul „Termoficare 2006 ÷ 2009 Calitate şi Eficienţă”

Finanţarea investiţiei în:

Reţeaua de transport agent termic primar – 24 166,225 mii Euro Puncte de termice şi module termice – 9 207,240 mii Euro Reţea de distribuţie a agentului termic – 6 062,710 mii Euro Reţeaua interioară a imobilului, contorizare individuală – 60 280,708 mii Euro Reabilitarea termică a clădirilor - 294 252,340 mii Euro

Se asigură 100% din fonduri puse la dispoziţie prin Programul „Termoficare 2006÷2009 Calitate şi Eficienţă” .

Cantităţile anuale de energie electrică produsă, energia electrică consumată pentru servicii interne, energia electrică livrată la gardul centralei şi energie termică produsă pentru a fi livrată din CET Brazi – Sursă nouã, sunt:

Specificaţie UM ValoareEnergia electrică produsă MWh/an 374 630,22Consum anual servicii proprii electrice, din care: - pentru pompaj

MWh/anMWh/an

34 133,227 286,74

Energia electrică livrată MWh/an 340 497,00Energia termică produsă pentru a fi livrată la limita centralei

Gcal/an 589 689,80

Consumul anual de combustibilgaze naturale

- păcurămii mc/antone/an

129 628,581 710,33

Preţurile (fãrã TVA) luate în considerare pentru combustibil sunt următoarele: pentru gaze naturale: 230 Euro/1000 mc, preţ valabil de la 1 iulie 2006 pentru SC

Distrigaz Sud; pentru păcură: 280 Euro/tonă

Cantitatea anuală de energie termică transportată în sistemul centralizat din Municipiul Ploieşti este de 560 692,6 Gcal/an, iar cea distribuită la consumatori este de 491 473,24 Gcal/an.

Preţurile de vânzare a energiei electrice şi energiei termice (fără TVA) luate în considerare sunt urmãtoarele:

pentru energia electrică livrată în SEN: 58,0 Euro/MWh (acest preţ a fost considerat ca valoare medie între preţul pentru orele de zi şi preţul pentru orele de noapte)

pentru energia termicã la agenţi economici din reţeaua de transport: 43,5 Euro/Gcal pentru energia termică la agenţi economici din reţeaua de distribuţie: 50,6 Euro/Gcal

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 221

Preţul de vânzare a energiei termice la populaţie (fără TVA) din reţea de distribuţie rezultã în cadrul analizei economice prin impunerea condiţiei ca Rata profitului sã fie 5 %.

Durata de analizã luatã în considerare este de 25 de ani (anii 2006 ÷ 2030) şi cuprinde perioada de realizare a lucrãrilor şi perioada de exploatare corespunzãtoare rambursãrii sumelor investite.

Impozitul pe profit considerat pentru evaluarea profitului net este de 16%, conform prevederilor legale în vigoare.

Cheltuielile anuale de exploatare aferente sistemului centralizat de producţie, transport şi distribuţie energie termică din Municipiul Ploieşti situaţia se prezintă în tabelul de mai jos:

Nr. crt. Costuri anuale

Sursa nouã în CET Brazi

Valoare(mii Euro/an)

Sistemul de termoficare

Valoare(mii Euro/an)

1 Cheltuieli variabile 30480,78 2479,461.1 Cheltuieli cu combustibilul:


30293,4629814,57478,89

---

1. 2 Rest cheltuieli variabile 187,3 2479,462 Cheltuieli fixe 2309,16 2210,872.1 Amortismente


1412,79518,69894,1

1971,810

1971,812.2 Reparaţii curente şi RK


334,43155,61178,82

118,310




14.5 Venituri anuale

După realizarea investiţiei privind eficientizarea sistemului centralizat de producţie şi distribuţie energie termică din Municipiul Ploieşti se înregistrează următoarele categorii de venituri :- venituri din vânzarea energiei electrice determinate pe baza energiei electrice livrate în

SEN şi a preţului la energia electrică precizat în premise.- venituri din vânzarea energiei termice, determinate pe baza energiei termice (apă

fierbinte) livrată la consumatorul final şi a preţurilor pentru energia termică precizate în premise.

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 222

14.6 Rezultatele analizei de eficienţã economicã

Ìn urma elaborării analizei de eficienţã economicã în condiţiile de finanţare prezentate în cap. 15, se constată următoarele: - Fluxul de Venituri actualizate şi Cheltuieli actualizate este pozitiv pe perioada de analizã

în condiţiile urmãtoarelor preţuri de vânzare a energiei: energia electrică livratã în SEN: 58 Euro/MWh energia termică livrată agenţilor economici din reţeaua de transport: 43,5 Euro/Gcal energia termică livrată populaţiei din reţeaua de distribuţie: 40,3 Euro/Gcal energia termică livrată agenţilor economici din reţeaua de distribuţie: 50,6 Euro/Gcal

Aceste preţuri conduc la obţinerea unui Venit Net Actualizat (VNA) de 15596,44 mii Euro şi a unei rate a profitului de 5%, nivel aflat în aria de acceptabilitate a autorităţii publice locale. Indicele de Profitabilitate (IP) rezultat este de 1,05 iar Termenul de recuperare (TR) a investiţiei este de 6,8 ani de la PIF sursã nouã (anul 2011).

În cadrul Fluxului de Venituri şi Cheltuieli, sursele asigurate de „Programul Termoficare 2006-2009 calitate şi eficienţă” s-au considerat ajutor public (subvenţii) şi au fost tratate conform Standardului Internaţional de Contabilitate (IAS) 20 « Contabilizarea subvenţiilor publice şi informaţiile de furnizat privind ajutorul public », metoda de înregistrare prin deducere.

Aplicând metoda deducerii subvenţiilor din costul activului la a cărui finanţare au participat şi având în vedere faptul că întreaga valoare de investiţie este asigurată din „Programul Termoficare 2006-2009 calitate şi eficienţă”, Fluxul de Venituri şi Cheltuieli nu cuprinde „Venituri din Subvenţii” (sursele asigurate din Programul Termoficare 2006-2009) şi „Amortizarea investiţiei noi”

Fluxul de Venituri actualizate şi Cheltuieli actualizate astfel determinat este prezentat în Anexa C (pag. 1÷ 2).

14.7 Gradul de suportabilitate a populaţiei în urma implementării proiectului

Ca urmare a implementării măsurilor de eficientizare a consumului de energie termică la consumatorii urbani prin reabilitarea instalaţiilor interioare şi anveloparea clădirilor, consumul mediu anual de energie termică pentru încãlzire pe un apartament se va reduce la 5,4 Gcal/an, faţã de valoarea actualã de 7,2 Gcal/an.

În condiţiile preţului de vânzare a energiei termice către populaţie de 187,42 RON/Gcal (cu TVA), cheltuielile anuale cu energia termică per apartament vor fi de 1012 RON/an.

Gradul de suportabilitate al populaţiei definit ca pondere a cheltuielilor cu energia termică pentru un apartament din totalul veniturilor familiale va fi de cca. 6,3%.

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 223

Prin urmare, prin aplicarea măsurilor strategice propuse în scopul eficientizării la nivel de consumator, gradul de suportabilitate a consumatorilor rezidenţiali de a achita factura la energia termică va creşte cu cca. 25 %, comparativ cu situaţia actuală.

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 224

CAPITOLUL 15. STRUCTURA DE FINANŢARE PROPUSĂ

În analiza financiară elaborată în cadrul prezentei documentaţii, se considerã cã finanţarea investiţiei se asigură 100% din fonduri puse la dispoziţie prin Programul „Termoficare 2006-2009 Calitate şi eficienţă”, pentru componentele nr. 1-7 din cadrul ansamblului investiţional propus a se realiza, respectiv 100% din fonduri puse la dispoziţie conform Legii nr. 260/2006 pentru componenta 8.

Programul de investiţii privind reabilitarea sistemului centralizat de producere şi distribuţie a energiei termice din Municipiul Ploieşti precum şi programul de finanţare a acestor lucrări se prezintă în tabelele de mai jos:

Programul de investiţii – mii Euro

Specificatie

CETSursa nouă

Reţea termicã primarã

Puncte termice

Retea termicã

secundarã

Instalaţii interioare şi contorizare individuală

Reabilitarea termică a anvelopei clădirilor

Total

Anul 1 - 4 833,245 1 841,448 1 212,542 12 056,142 32 694,704 52 638,081Anul 2 - 4 833,245 1 841,448 1 212,542 12 056,142 32 694,704 52 638,081Anul 3 8 941 4 833,245 1 841,448 1 212,542 12 056,142 32 694,704 61 579,081Anul 4 8 941 4 833,245 1 841,448 1 212,542 12 056,142 32 694,704 61 579,081Anul 5 - 4 833,245 1 841,448 1 212,542 12 056,142 32 694,704 52 638,081

Anul 6 - - - - - 32 694,704 32 694,704

Anul 7 - - - - - 32 694,704 32 694,704

Anul 8 - - - - - 32 694,704 32 694,704

Anul 9 - - - - - 32 694,704 32 694,704

TOTAL 17 882 24 166,225 9 207,240 6 062,710 60 280,708 294 292,34 411 851,223

Programul de finanţare – mii Euro

Surse conform Program Termoficare 2006-2009,

Calitate şi EficienţãComponentele 1÷ 7

Surse conform legii nr. 260/2006

Componenta 8

TOTAL COST PROIECT

Anul 1 19 943,377 32 694,704 52 638,081Anul 2 19 943,377 32 694,704 52 638,081Anul 3 28 884,377 32 694,704 61 579,081Anul 4 28 884,377 32 694,704 61 579,081Anul 5 19 943,377 32 694,704 52 638,081Anul 6 - 32 694,704 32 694,704

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 225

Anul 7 - 32 694,704 32 694,704Anul 8 - 32 694,704 32 694,704Anul 9 - 32 694,704 32 694,704TOTAL 117 598,883 294 292,34 411 851,223

Conform programului "Termoficare 2006 ÷ 2009 Calitate şi Eficienţă", rambursarea sumelor acordate pentru finanţarea fiecărei componente a sistemului centralizat de producere şi distribuţie energie termică din Municipiul Ploieşti, se realizează astfel :

Rambursarea împrumutului pentru realizarea investiţiilor privind CET Brazi –Sursă nouă, reţeaua de transport agent termic primar (apă fierbinte), puncte de termoficare, reţeaua de distribuţie a apei calde şi a agentului termic de încălzire, contorizarea la nivel de imobil (componentele 1-5 ale sistemului centralizat de producere şi distribuţie energie termică) se va suporta de:

- Bugetul Ministerului Administraţiei şi Internelor va rambursa în procent de 50%, la care se adaugă dobânzile, comisioanele şi alte costuri aferente împrumutului;

- Consiliile Locale care beneficiază de acest program vor rambursa 50%, corespunzător investiţiilor realizate, la care se adaugă dobânzile, comisioanele şi alte costuri aferente împrumutului;

- Rambursarea împrumutului pentru realizarea investiţiilor privind componentele 6-7 ale sistemului centralizat de producere şi distribuţie energie termică, respectiv reţeaua interioară de alimentare a imobilului, cu apă caldă şi cu agent termic de încălzire şi contorizarea individuală împreună cu robinetele termostatate se va suporta de către proprietarii clădirilor care beneficiază de program;

Conform Legii nr. 260/2006 privind instituirea de măsuri speciale pentru reabilitarea termică a locuinţelor multietajate în vederea creşterii performanţei energetice a acestora, fondurile necesare pentru finantarea lucrarilor pentru reabilitarea termica a cladirilor de locuit nominalizate in programele anuale se asigura astfel:- 34% din alocatii de la bugetul de stat în bugetul Ministerului Transporturilor, Constructiilor şi

Turismului- 33% din fonduri aprobate cu aceastã destinaţie în bugetele locale - 33% din fondul de reparaţii al asociaţiei de proprietari

În ceea ce priveşte rambursarea sumelor alocate prin Programul "Termoficare 2006-2009 Calitate şi eficienţă" şi prin Legea nr. 260/2006 în scopul reabilitãrii sistemului centralizat de producere, transport şi distribuţie din Municipiul Ploieşti, situaţia se prezintă în tabelul următor:

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 226

Cota de rambursareBugetul MAI

Bugetul Consiliului Local

Bugetul MTCT

Asociaţia proprietarilor

TOTAL

Sursa de producere 50% 50% 0% 0% 100%

Reţea primarã de transport 50% 50% 0% 0% 100%

Puncte termice 50% 50% 0% 0% 100%Reţea secundarã de distribuţie

50% 50% 0% 0% 100%

Contorizare la nivel de imobil

50% 50% 0% 0% 100%

Instalaţii interioare şi contorizare individualã

0% 0% 0% 100% 100%

Reabilitarea termică a clădirilor şi anvelopare

0% 33% 34% 33% 100%

Valoric, sumele rambursate se prezintă astfel :

Suma rambursată *) (mii Euro)

Bugetul MAI

Bugetul Consiliului Local

Bugetul MTCT

Asociaţia proprietarilor

TOTAL

Sursa de producere 8 941,000 8 941,000 0 0 17 882,000

Reţea primarã de transport

12 083,1125 12 083,1125 0 0 24 166,225

Puncte termice şi module termice

4 603,62 4 603,62 0 0 9 207,240

Reţea secundarã de distribuţie

3 031,355 3 031,355 0 0 6 062,710

Contorizare la nivel de imobil

0 0 0 0 0

Instalaţii interioare şi contorizare individualã

0 0 0 60 280,708 60 280,708

Reabilitarea termică a clădirilor şi anvelopare

0 97 103,272 100 045,796 97 103,272 294 252,340

TOTAL 28 659,0875 125 762,3595 100 045,796 157 383,980 411 851,223

*) La această sumă se vor adaugă dobânzile, comisioanele şi alte costuri aferente împrumutului

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 227

CAPITOLUL 16. OPŢIUNI DE ÎNCĂLZIRE IN MUNICIPIUL PLOIEŞTI

Din punct devedere al opţiunilor privind asigurarea necesarului de energie termică la nivelul consumatorului final în Municipiul Ploieşti, pentru a evidenţia odată în plus avantajele utilizării sistemului centralizat de alimentare cu energie termică pentru consumatorul final au fost analizate comparativ urmãtoarele alternative posibile:- Alimentare din centrală de apartament;- Alimentare din centrală de bloc;- Alimentare din sistemul centralizat la nivelul municipiului.

16.1 Premise de analiză

Analiza economicã comparativã este elaborată pe baza următoarelor premise:- Analiza economică comparativă se efectueazã în Euro;- Analiza economicã se elaboreazã pe conturul investiţiei, pe o perioadã de 22 de ani;- Rata de actualizare luatã în considerare este de 8%;- Se determinã Costul Unitar Actualizat (CUA) al energiei termice la consumatorul final.

Centralã de apartamentInvestiţie: 1 500 Euro, din care:

- centralã cu funcţionare pe gaze naturale 700 Euro - conectare la reţeaua

de gaze naturale 800 Euro Durata de viaţă:

- centrala cu funcţionare pe gaze naturale 7 ani - reţeaua de gaze naturale 20 ani Reinvestiţii:

- centralã 50% dupã expirarea duratei de viaţã de 7 aniNecesar de caldură:

- apartament 7,2 Gcal/anRandament:

- centralã 85%Costuri de întreţinere: 3% din investiţieCosturi obţinere licenţa ISCIR: 50 Euro la fiecare doi aniConsum de combustibil (gaze naturale): 1,05 mii mcPreţ gaze naturale: 276 Euro/1000 mc

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 228

Pe baza premiselor menţionate, rezultã un Cost Unitar Actualizat (CUA) pentru energia termicã livratã din centrala de apartament de 74,74 Euro/Gcal. Analiza economică pentru varianta încălzirii cu centrala de apartament este prezentată în Anexa D.

Centrala de blocInvestiţie: 33 000 Euro, din care:

- cazan cu funcţionare pe gaze naturale 25 000 Euro - conectare la reţeaua

de gaze naturale 800 Euro Durata de viaţã:

- cazan cu funcţionare pe gaze naturale 15 ani - reţeaua de gaze naturale 20 ani Reinvestiţii :

- cazan 100% dupã expirarea duratei de viaţã de 15 ani Necesar de cãldurã:

- bloc 432 Gcal/anRandament:

- cazan 85 %Costuri de întreţinere: 17 % din investiţieCosturi obţinere licenţă ISCIR: 400 Euro la fiecare doi aniConsum de combustibil (gaze naturale): 63,13 mii mc/blocPreţ gaze naturale: 253 Euro/1000 mc

Pe baza premiselor menţionate, rezultã un Cost Unitar Actualizat (CUA) pentru energia termicã livratã din centrala de bloc de 58,85 Euro/Gcal. Analiza economicã pentru varianta încãlzirii cu centrala de bloc este prezentatã în Anexa D.

Sistem centralizat de alimentare cu cãldurăPe baza premiselor menţionate în capitolul 14, rezultă un Cost Unitar Actualizat (CUA) pentru energia termicã livratã populaţiei din sursa nouã amplasatã în CET Brazi de 40,3 Euro/Gcal.

16.2. Rezultatele analizei comparative

În baza analizei comparative, au rezultat urmãtoarele Costuri Unitare Actualizate pentru energia termicã livratã la consumatorul final:

Specificaţie Centralã de apartament

Centralã de bloc

Sistem centralizat

CUA (Euro/Gcal) 74,74 58,85 40,3

În baza rezultatelor obţinute se poate spune că opţiunea de alimentare cu energie termică în sistem centralizat este soluţia optimă comparativ cu soluţiile descentralizate de tip centrală de apartament sau centrală de bloc, datorită costului minim indus la nivelul consumatorului final.

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 229

CAPITOLUL 17. MĂSURI POLITICE ŞI ADMINISTRATIVE

Alimentarea cu energie termică a consumatorilor urbani, în condiţii de eficienţă tehnico – economică ridicată şi cu respectarea strictă a tuturor restricţiilor de mediu impuse de legislaţia internă şi internaţională în vigoare, reprezintă una din cele mai importante probleme cu care se confruntă autorităţile locale din România.

Asigurarea confortului termic în locuinţele cetăţenilor prin furnizarea energiei termice de calitate corespunzătoare şi la preţuri competitive având în vedere evoluţia pieţei de energie, constituie obiective de bază în activitatea autorităţilor locale.

Realizarea unui climat social corespunzător implică de asemenea o atenţie deosebită din partea autorităţilor locale, care vor trebui să-şi crească preocuparea pentru: ► Realizarea la nivelul administraţiei locale a unei evidenţe clare în ceea ce priveşte piaţa de energie, cu axarea, în principal, pe următoarele aspecte:

• Structurarea consumatorilor de energie termică funcţie de tipul acestora, astfel:- consumatori casnici (apartamente, case, vile)- consumatori industriali- instituţii financiare (bănci)- instituţii socio-culturale (şcoli, grădiniţe, spitale, cinematografe, etc)

• Structurarea pieţei de energie energie termică funcţie de modul de alimentare a consumatorilor, respectiv:

- prin intermediul sistemului de termoficare centralizat- din surse locale de energie - din surse individuale

• Structurarea surselor / consumatorilor de energie termică funcţie de tipul de combustibil folosit pentru producerea energiei: gaze naturale, păcură, combustibil lichid uşor, etc.

• Păstrarea strictă a evidenţei referitoare la necesarul de energie termică al consumatorilor• Păstrarea strictă a evidenţei debranşărilor de la sistemul centralizat de termoficare• Păstrarea strictă a evidenţei privind încasarea facturilor de energie termică• Realizarea unei evidenţe clare privind consumul local de energie electrică, pe diferitele

tipuri de consumatori, respectiv:- companii industriale şi socio - culturale- consumatori casnici- transport local (tramvaie, troleibuze)- iluminat public, etc

► Asigurarea de consultanţă tuturor celor interesaţi, în vederea accesării tuturor informaţiilor disponibile şi a fondurilor financiare acordate pentru implementarea măsurilor de creştere a eficienţei energetice pe întregul sistem centralizat de alimentare cu energie termică (producători, transportatori, distribuitori, consumatori). Această măsură, alături de implementarea la nivel local a unor mecanisme de protecţie socială şi reconversie profesională pentru persoanele

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 230

defavorizate, poate conduce la stoparea fenomenului de debranşare a consumatorilor de la sistemul centralizat de alimentare cu energie termică.► Realizarea unei strategii locale referitoare la dezvoltarea din punct de vedere economic şi social a zonei respective:

apariţia unor companii industriale noi construirea de locuinţe proprietate particulară (case, vile, apartamente) construirea de locuinţe sociale pentru persoane cu venituri modeste construirea de şcoli, spitale, etc.

► Definirea unui set concret de măsuri care să conducă la atragerea capitalului privat pentru finanţarea investiţiilor menite să contribuie la creşterea eficienţei energetice globale a sistemelor de termoficare.

Urmarea evidentă a acestor tendinţe o reprezintă creşterea gradului de suportabilitate al cetăţenilor şi, implicit ridicarea nivelului de încasare a facturilor pentru serviciile oferite, în special pentru energia termică furnizată de companiile specializate aflate în subordinea administraţiilor locale.

Prin Hotãrârea Consiliului Local din Municipiul Ploieşti nr. 181/27.07.2001 a fost acceptatã soluţia de alimentare centralizatã cu energie termicã a consumatorilor urbani şi industriali din Municipiul Ploieşti.

Ca atare, aceastã documentaţie, care reprezintã o actualizare a acestei soluţii conform Programului Termoficare 2006 ÷ 2009 Calitate şi Eficienţã, a prezentat numai mãsurile pentru sistemul centralizat din Municipiul Ploieşti, administrat de operatorul S.C. DALKIA TERMO PRAHOVA S.R.L. din anul 2004.

Având în vedere cã acest sistem centralizat este cel mai performant din ţarã autoritãţile locale trebuie sã ia toate mãsurile necesare de protejare a lui prin adoptarea unor Hotãrâri prin care sã stopeze debranşarea consumatorilor racordaţi pânã se recupereazã banii care se investesc pentru mãsurile de eficientizare.

Perimetrul actual pe care este amplasat sistemul centralizat din Municipiul Ploieşti, cu zonele care trebuie protejate de Consiliul Local prin mãsurile adoptate este prezentat în Anexa G.

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 231

CAPITOLUL 18. CONCLUZII

Prezenta documentaţie a avut drept obiectiv principal actualizarea Strategiei de alimentare localã cu energie termică a Municipiului Ploieşti în conformitate cu Regulamentul pentru implementarea Programului „Termoficare 2006-2009 – calitate şi eficienţă”, în vederea eficientizării sistemului de producere, transport şi distribuţie a energiei termice din Municipiul Ploieşti, cu urmărirea următoarelor principii de politică energetică:

- accesibilitatea populaţiei la resurse energetice pentru încãlzire;- siguranţa în alimentarea cu căldură;- eficienţa energeticã a instalaţiilor;- impact redus asupra mediului;- reducerea pericolului de foc şi explozii în locuinţe;- respectarea legislaţiei naţionale şi a Uniunii Europene în domeniul protecţiei mediului şi

energiei;- asigurarea rentabilităţii financiare a agenţilor economici care desfăşoară activitatea în

producerea, transportul şi distribuţia energiei termice.

Conform HG 462/2002 pentru aprobarea Programului „Termoficare 2006-2009 calitate şi eficienţă”, sistemul centralizat de producere şi distribuţie a energiei termice este structurat astfel:

Grupa 1 - Componente ale sistemului centralizat:1. Unitatea de producţie agent termic2. Reţeaua de transport agent termic primar (apă fierbinte)3. Puncte de termoficare 4. Reţeaua de distribuţie a apei calde şi a agentului termic de încălzire5. Contorizarea la nivel de imobil

Grupa 2 - Componente ale consumatorului final:6. Reţeaua interioară de alimentare a imobilului, cu apă caldă şi cu agent termic de încălzire 7. Contorizarea individuală împreună cu robinetele termostatateGrupa 3 - Componenta de reabilitare termică a clădirilor de locuit:8. Reabilitarea termică a anvelopei clădirilor de locuit, respectiv a faţadelor, teraselor şi a

tâmplăriei exterioare .

Actualizarea strategiei de alimentare localã cu energie termică a Municipiului Ploieşti a avut drept fundament:

► Concluziile Studiului „Soluţia optimã privind strategia municipală de creştere a eficienţei energetice a sistemului de alimentare cu energie termică a Municipiului Ploieşti”, lucrare avizată în Consiliul Local al Municipiului Ploieşti prin Hotãrârea nr. 181/27.07.2001.

► Analiza referitoare la: situaţia actuală a tuturor componentelor sistemului de termoficare (componentele 1-8)

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 232

piaţa resurselor energetice din România şi a resurselor disponibile în regiune piaţa de energie termică şi electrică din Municipiul Ploieşti situaţia economică şi socială la nivel de judeţ şi municipiu capabilitatea financiară a populaţiei de a suporta costul energiei termice prevederile legilative referitoare la funcţionarea echipamentelor energetice şi respectarea

restricţiilor de mediu prevederile legilslative referitoare la creşterea calităţii şi eficienţei sistemelor de

termoficare;

► Prioritatea acordată cogenerării în contextul creşterii competiţiei pe piaţa de energie, prioritate care rezidǎ din avantajele sale principale, desprinse din experienţa acumulată până în prezent:

Economie de combustibil primar; Reducerea poluǎrii atmosferice.

** *

În contextul celor menţionate, soluţia privind strategia de asigurare în perspectivă a necesarului de energie termică a consumatorilor din Municipiul Ploieşti propune: alimentarea cu energie termică (sub formã de apã fierbinte) a consumatorilor în sistem centralizat din CET Brazi, cu instalarea unei unitãţi noi de cogenerare în incinta centralei.

Soluţia de echipare a sursei de producere a energiei termice a fost aleasă în urma unei analize comparative de eficienţă tehnico-economică, în cadrul cãreia au fost prezentate urmãtoarele:

Soluţiile de echipare

Soluţia 1 – Investiţie 17 882 mii EuroUtilizarea echipamentelor de cogenerare şi de vârf existente din CET Brazi în perioada de iarnã şi echiparea centralei cu instalaţii noi, pentru asigurarea în mod special, în regim de cogenerare, a necesarului din perioada de varã. Aceste echipamente principale noi sunt urmãtoarele: Instalaţie de Turbină cu gaze de 17 MW şi Cazan recuperator apã fierbinte de 26 Gcal/h (dimensionatã pe consumul de varã) 1 cazan de abur de 10 t/h pentru asigurarea serviciilor interne termice ale centralei în perioada de varã 1 Acumulator de căldură de cca. 1300 mc pentru preluarea variaţiilor zilnice ale necesarului de apă caldă menajeră .

La fondul fix existent (ca amortizare) s-au mai cuprins urmãtoarele: montare arzătoare cu NOx redus la CA nr. 6 şi reabilitarea clădirii aferente spaţiului de montare a noilor echipamente.

Soluţia 2– Investiţie 77 300 mii Euro

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 233

Instalarea în CET Brazi a unei surse noi de cogenerare, pentru asigurarea întregului necesar de energie temicã din perioada de iarna şi din perioada de varã. Aceste echipamente principale noi sunt următoarele: Instalaţie de Turbină cu gaze de 17 MW şi Cazan recuperator apã fierbinte de 26 Gcal/h (dimensionatã pe consumul de varã) Instalaţie de Turbină cu gaze de 22 MW şi Cazan recuperator apã fierbinte de 39 Gcal/h, cu ardere suplimentară. Instalaţie de Turbină cu gaze de 45 MW şi Cazan recuperator apã fierbinte de 59 Gcal/h, cu ardere suplimentară. 2 Cazane de apă fierbinte (CAF) de câte 50 Gcal/h, cu funcţionare atât pe gaze naturale cât şi pe păcură. Acestea vor participa la acoperirea necesarului de energie termică la vârf de sarcină şi în perioadele tranzitorii, când nivelul sarcinii termice nu poate asigura minimul tehnic de funcţionare al instalaţiilor de cogenerare. 2 cazane de abur de 10 t/h pentru asigurarea serviciilor interne termice ale centralei 1 Acumulator de căldură de cca. 1300 mc pentru preluarea variaţiilor zilnice ale necesarului de apă caldă menajeră .

Energia termicã ce trebuie sã fie asiguratã în cadrul acestor soluţii, comparativ cu anul 2006 de la care s–au pornit estimãrile, este urmãtoarea:

Energia termicã livratã U.M. Anul 2006 Anul 2015(dupã realizarea

lucrãrilor propuse pentru Componentele 2 ÷ 8)

La consumatori Gcal/hGcal/an

223,12519514,26

207,79512768,57

Terţi Gcal/hGcal/an

10,5921295,33

10,5921295,33

Industrial oraş Gcal/hGcal/an

22,4673155,06

22,4673155,06

Populaţie Gcal/hGcal/an

190,07425063,87

146,04347501,74

Instituţii publice Gcal/hGcal/an

00

28,770816,44

La limita surselor de cãldurã Gcal/hGcal/an

287,0667486,86

239,47589689,8

Terţi Gcal/hGcal/an

14,528997,26

14,528997,26

Industrial oraş Gcal/hGcal/an

28,592836,37

25,683396,74

Populaţie Gcal/hGcal/an

244,0545653,23

166,48396152,0

Instituţii publice Gcal/hGcal/an

00

32,8981143,8

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 234

Ipotezele de asigurare a necesarului de energie termicã

Necesarul orar de energie termică care urmează să fie asigurat din sursele de căldură (Soluţia 1; Soluţia 2), dupã realizarea mãsurilor propuse (Componentele 2 ÷ 8) se face în urmãtoarele ipoteze:

Ipoteza A – asigurarea întregului necesar de energie termicã din CET Brazi Ipoteza B – asigurarea necesarului de energie termicã din CET Brazi şi din CET LukOil în nodul de racord F25.

Datele tehnice de bazã pentru funcţionarea CET Brazi, în cadrul soluţiilor analizate sunt urmãtoarele: Ipoteza A



Gcal/an 589689,80 589689,80



129628,581710,33

120225,21163,92

Ipoteza B



Gcal/an 421088,12 421088,12



89155,891710,33

79752,52163,92

Analiza comparativă a soluţiilor şi ipotezelor propuse, în condiţiile preţurilor la combustibil (fãrã TVA): Gaze naturale - 230 Euro/1000 mc, Pãcurã – 280 Euro/tonã şi în condiţiile costurilor unitare la energia livratã la gard CET Brazi: Energie electricã – 58 Euro/MWh, Energie termicã – 30 Gcal/h şi a preţului energiei termice cumpãrate de la CET LukOil de 9,2 Euro/Gcal, pune în evidenţă următoarele rezultate:

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 235

SpecificatieOrdinea

de eficienţă

VNA RIR IP

mii Euro % -

Solutia 1 IpotezaA 1 9894,38 17,85 1,039

Solutia 1 Ipoteza B 2 5857,22 - 1,033

Solutia 2 Ipoteza A 3 - 15892,66 6,55 0,941

Solutia 2 Ipoteza B 4 - 28141,69 1,72 0,861

A rezultat ca soluţie optimă Soluţia 1 Ipoteza A, care prevede: Utilizarea echipamentelor de cogenerare şi de vârf existente din CET Brazi în perioada de iarnã şi echiparea centralei cu instalaţii noi în următoarea configuraţie:▪ 1Instalaţie de turbină cu gaze de 17 MW şi cazan recuperator de apă fierbinte de 26 Gcal/h, ca

instalaţie de bază.▪ 1 cazan de abur de 10 t/h (3,5 bar, 140 grd. C) cu funcţionare pe gaze naturale şi păcură

(combustibil de rezervă), pentru asigurarea serviciilor interne.▪ Acumulator de căldură de cca. 1300 mc, pentru preluarea variaţiilor necesarului de apă caldă

menajeră.

În concordanţă cu soluţia de perspectivă adoptată pentru sursa de energie termică, se propune:

► Continuarea lucrărilor de retehnologizare a punctelor termice prin montarea de pompe prevăzute cu convertizoare de frecvenţă, aparatură de reglare şi control, pompe de recirculare a apei calde de consum, realizarea unui sistem de automatizare modern la nivel de punct termic si integrarea acestuia intr-un sistem de supraveghere.

► Începerea lucrãrilor de realizare a modulelor termice la consumatorii noi (dotãri publice) din Municipiul Ploieşti şi racordarea acestora directã la reţelele termice primare.► Continuarea lucrărilor de retehnologizare a reţelelor termice secundare, respectiv înlocuirea acestora cu conducte preizolate montate direct in pămant.► Începerea lucrărilor de retehnologizare a reţelelor termice primare dinspre consumatori către sursa de energie termică, prin înlocuirea acestora cu conducte noi din oţel, în soluţie preizolată sau clasică, funcţie de amplasare.► Începerea lucrărilor de reabilitare a fondului locativ existent, prin:

Reabilitarea instalaţiilor interioare ale imobilelor, respectiv înlocuirea totală şi trecerea de la distribuţia pe verticală, la distribuţia pe orizontală

Realizarea contorizării individuale; Reabilitarea termică a anvelopei clădirilor, teraselor, tâmplăriei exterioare.

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 236

Valorile de investiţii (fãrã TVA), structurate pe cele 8 componente (conform HG 462/2006) ale sistemului centralizat de producere, transport şi distribuţie a energiei termice la consumatori , în preţuri nivel 31.10.2006, 1 Euro = 3,5211 RON, sunt următoarele:

Componenta RON Euro

Sursa de energie termică 62 964 310 17 882 000

TOTAL investiţie componenta 1 62 964 310 17 882 000

2. Reţea primară (de transport) 85 091 696 24 166 225

3. Puncte termice 32 419 613 9 207 240

4. Reţea secundară (de distribuţie) 21 347 408 6 062 710

5. Contorizare la nivel de imobil - -

TOTAL investiţie componentele 2- 5 138 858 717 39 436 175

6. şi 7. Instalaţii interioare de distribuţie şi contorizare individuală

212 254 401 60 280 708

TOTAL investiţie componentele 6 - 7 212 254 401 60 280 708

8. Reabilitarea termică a clădirilor, inclusiv anveloparea

1 036 091 914 294 252 340

TOTAL investiţie componenta 8 1 036 091 914 294 252 340

TOTAL investiţie componentele 1 - 8 1 450 169 341 411 851 223

Gruparea investiţiilor propuse a se realiza prin Programul de Termoficare 2006 ÷ 2009 pe categorii se prezintã astfel:

Nr. crt.

INVESTIŢII Valori(Euro)

1. Investiţii în sursa de cãldură 17 882 0002. Investiţii în sistemul centralizat de transport şi distribuţie 39 436 1753. Investiţii la consumatori (distribuţie interioarã şi contorizare) 60 280 7084. Investiţii în reabilitarea termică a clădirilor 294 252 340

TOTAL 411 851 223

Sursele de finanţare a investiţiilor propuse a se realiza prin Programul de Termoficare 2006 ÷ 2009:

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 237

Nr.crt.

INVESTIŢII Surse de finanţarea investiţilor

Valori(Euro)

1. Investiţii în sursă Buget localMAI

8 941 0008 941 000

2. Investiţii în sistemul centralizat de transport şi distribuţie

Buget localMAI

19 718 087,519 718 087,5

3. Investiţii la consumatori (distribuţie interioarã şi contorizare) Asociaţie de proprietari 60 280 708

4. Investiţii în reabilitarea termică a clădirilor

Buget localAsociaţie de proprietari

MTTC

97 103 27297 103 272

100 045 796TOTAL 411 851 223

Sumele de rambursat repartizate pe sursele de finanţare sunt urmãtoarele:

Nr.crt.

Surse de rambursarea investiţilor Valori(Euro)

1. Buget Local 125 762 359,52. MAI 28 659 087,53. MTTC 100 045 7964. Asociaţie de proprietari 157 383 980

TOTAL 411 851 223

Analiza de eficienţă economică a investiţiei a pus în evidenţă următoarele:

Fluxul de Venituri actualizate şi Cheltuieli actualizate previzionat este pozitiv pe perioada de analizã în condiţiile urmãtoarelor preţuri (fãrã TVA): Preţ de vânzare a energiei electrică livrate în SEN: 58 Euro/MWh Preţ de vânzare a energiei termice livrate agenţilor economici din reţeaua de transport: 43,5 Euro/Gcal Preţ de vânzare a energiei termice livrate populaţiei din reţeaua de distribuţie: 40,3 Euro/Gcal Preţ de vânzare a energiei termice livrate agenţilor economici din reţeaua de distribuţie: 50,6 Euro/Gcal Preţul la combustibil: Gaze naturale - 230 Euro/1000 mc, Pãcurã – 280 Euro/tonã

Aceste preţuri conduc la obţinerea unui Venit Net Actualizat (VNA) de 15596,44 mii Euro şi a unei rate a profitului de 5%, nivel aflat în aria de acceptabilitate a autorităţii publice locale. Indicele de Profitabilitate (IP) rezultat este de 1,05 iar Termenul de recuperare (TR) a investiţiei este de 6,8 ani de la PIF sursã nouã (anul 2011).

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 238

În ceea ce priveşte gradul de suportabilitate a consumatorilor rezidenţiali de a achita factura la energia termică, prin aplicarea măsurilor strategice propuse în scopul eficientizării sistemului de termoficare de la sursă până la nivel de consumator, acesta va creşte cu cca. 25 %, comparativ cu situaţia actuală.

La cererea beneficiarului s-au efectuat analize de sensibilitate la următoarele date de intrare: includerea în tarif a valorii de investiţie aferentă Consiliului Local Ploieşti

Pentru cota de investiţie aferentã Consiliului Local Ploieşti în valoare de 125 762 359,5 Euro s–au analizat urmãtoarele ipoteze de finanţare:

Ipoteza A - Investiţiile aferente sursei, sistemului centralizat şi clãdirilor nu sunt incluse în tarif (este ipoteza de bazã care s –a analizat în documentaţie, conform Program Termoficare 2006 ÷ 2009)Ipoteza B - Numai investiţiile aferente sursei şi sistemului centralizat sunt incluse în tarif Ipoteza C - Investiţiile aferente sursei, sistemului centralizat şi clãdirilor sunt incluse în tarif

Nr. crt.

Investiţii Ipoteza A(Euro)

Ipoteza B(Euro)

Ipoteza C(Euro)

1. Sursa de cãldurã 0 8 941 000 8 941 0002. Sistemul de transport şi distribuţie 0 19 718 087,5 19 718 087,53. Reabilitare termică a clădirilor 0 0 97 103 272

Suma acoperită de Bugetul Local din:

alte surse (taxe)tarif

125 762 359,5

0

97 103 27228 659 087,5

0125 762 359,5

Preţul de vânzare a energiei termice la populaţie (Euro/Gcal) 40,3 42,9 52,7

Preţul de vânzare a energiei termice la populaţie (fãrã TVA) în ipotezele prezentate a fost determinat în condiţiile în care celelalte preţuri de vânzare (fãrã TVA) au rãmas aceleaşi, respectiv:- preţ de vânzare a energiei electrice: 58 Euro/MWh (acest preţ a fost considerat ca

valoare medie între preţul pentru orele de zi şi preţul pentru orele de noapte) - preţ de vânzare energie termicã la agenţi economici din reţeaua de transport: 43,5

Euro/Gcal- preţ de vânzare energie termicã la agenţi economici din reţeaua de distribuţie: 50,6

Euro/Gcal

Evoluţia subvenţiei în ipotezele de finanţare a investiţiei se prezintã astfel:

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 239

În situaţia în care investiţia în sursa de cãldurã s-ar face integral de cãtre operatorul DALKIA TERMO PRAHOVA, cota de investiţie aferentã Consiliului Local Ploieşti pentru componentele 2, 3, 4 şi 8 este în valoare de 116 821 359,5 Euro. În aceastã situaţie s-au analizat urmãtoarele ipoteze de finanţare a investiţiei:

Ipoteza D - Investiţia aferentã sursei este inclusã în tarif, iar invesţiile aferente sistemului centralizat şi clãdirilor nu sunt incluse în tarif Ipoteza E - Investiţiile aferente sursei şi sistemului centralizat sunt incluse în tarif, iar investiţia aferentã clãdirilor nu este inclusã în tarif

Nr. crt.

Investiţii Ipoteza D(Euro)

Ipoteza E(Euro)

1. Sursa de cãldurã 17 882 000 17 882 000Suma acoperitã de DALKIA din tarif 17 882 000 17 882 000

2. Sistemul de transport şi distribuţie 0 19 718 087,5

3. Reabilitare termică a clădirilor 0 0Suma acoperită de Bugetul Local din:

alte surse (taxe)tarif

116 821 359,50

97 103 27219 718 087,5

Preţul de vânzare a energiei termice la populaţie (Euro/Gcal) 41,8 43,8

Actual Ipoteza A Ipoteza B Ipoteza C In situatia realizarii investitiilor

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 240

Preţul de vânzare a energiei termice la populaţie (fãrã TVA) în ipotezele prezentate a fost determinat în condiţiile în care celelalte preţuri de vânzare (fãrã TVA) au rãmas aceleaşi, respectiv:- preţ de vânzare a energiei electrice: 58 Euro/MWh (acest preţ a fost considerat ca

valoare medie între preţul pentru orele de zi şi preţul pentru orele de noapte) - preţ de vânzare energie termicã la agenţi economici din reţeaua de transport: 43,5

Euro/Gcal- preţ de vânzare energie termicã la agenţi economici din reţeaua de distribuţie: 50,6

Euro/Gcal

Evoluţia subvenţiei în ipotezele de finanţare a investiţiei se prezintã astfel:

Din analiza acestor rezultate se constatã cã din punct de vedere al finanţãrii lucrãrilor propuse prin programul de mãsuri de eficientizare Ipoteza A (de bazã) este cea mai avantajoasã din punct de vedere al preţului de vânzare a energiei termice la populaţie deoarece prezintã valoarea cea mai micã a subvenţiei. Urmãtoarea ipotezã de finanţare avantajoasã este Ipoteza D, respectiv cea în care investiţia în sursa de cãldurã s-ar face integral de cãtre operatorul DALKIA TERMO PRAHOVA prin recuperarea ei din tarif.

* * *

Având în vedere faptul cã acest sistem centralizat din Municipiul Ploieşti este cel mai performant din ţarã autoritãţile locale trebuie sã ia toate mãsurile necesare de protejare a lui prin adoptarea unor Hotãrâri prin care sã stopeze debranşarea consumatorilor racordaţi pânã se recupereazã banii care se investesc pentru mãsurile de eficientizare.

Actual Ipoteza D Ipoteza E In situatia realizarii investitiilor

Form

ular

cod

: FIL

423-

002-

03 A

ct.0


Pag. 241

f4045-01-03-act1-pagina curenta - municipiul ploiesti hotarari/aprilie2007/revizie... · web...

Documents