16692_Anexa P8

GLOBAL ENERGY SERVICES S.R.L. Str. Fabricii nr. 46A, Etaj 2, Sector 6, Bucuresti,

Telefon/Fax: +40 (0)21 3114773

QF 040, ed. 0

STRATEGIA PENTRU RESURSELE REGENERABILE A JUDEŢULUI

ARGEŞ.

Cod 62/2008 CEn I/I

Faza I (unică). Volumul I (unic).

Ediţia 0; Revizia 0

Client: AGENŢIA DE IMPLEMENTARE A PROIECTELOR DE DEZVOLTARE A JUDEŢULUI ARGEŞ

APROBAT: DIRECTOR EXECUTIV Mircea SCRIPCARIU

Ex. Nr.: 2 Difuzat: controlat x necontrolat

Titlul proiectului: “Strategia pentru resursele regenerabile a Judeţului Argeş.”

Cod 62/2008 CEn I/I

Faza I: (unică).Volumul I: (unic). Ediţia: 0 Revizia: 0 „Cuprinsul lucrării” Pag. 1 din 3/cap.

QF 044, ed. 0

CUPRINSUL LUCRĂRII

CAPITOLE

1. INFORMAŢII GENERALE 1-1÷1-13 1.1. Caracteristicile geografice ale regiunii 1-1 1.2. Resursele umane 1-6 1.3. Economia 1-8 1.4. Infrastructura 1-10 1.5. Mediul 1-11 1.6. Turismul 1-12

2. ANALIZA POTENŢIALULUI DE DEZVOLTARE ECONOMICĂ A REGIUNII 2-1÷2-33 2.1. Programe de investiţii în regiune 2-1 2.2. Dezvoltarea sectorului industrial în regiune 2-2 2.3. Situaţia actuală şi tendinţe demografice şi sociale 2-3

2.3.1. Demografia 2-3 2.3.2. Educaţia 2-5 2.3.3. Piaţa forţei de muncă 2-7 2.3.4. Economia 2-8 2.3.5. Infrastructura 2-18 2.3.6. Mediul rural 2-21 2.3.7. Turismul 2-23 2.3.8. Mediul 2-24 2.3.9. Analiza SWOT 2-29

3. ANALIZA DE PIAŢĂ A RESURSELOR ENERGETICE ACCESIBILE PE TERMEN MEDIU ŞI LUNG 3-1÷3-7 3.1. Piaţa combustibililor fosili 3-1 3.2. Potenţialul utilizării resurselor regenerabile pentru alimentarea cu energie a diferitor regiuni din judeţ 3-1

4. ROLUL ADMINISTRAŢIILOR LOCALE 4-1÷4-2

5. LEGISLAŢIA ÎN DOMENIUL ENERGIE - MEDIU 5-1÷5-24 5.1. Legislaţia primară şi secundară din România referitoare la producerea, transportul, distribuţia şi consumul de energie 5-1

5.2. Legislaţia primară şi secundară din România referitoare la utilizarea resurselor energetice regenerabile 5-13

5.3. Reglementările autorităţilor din domeniul energiei, gazelor şi serviciilor comunale (ANRE, ANRGN, ANRSC) 5-17

5.4. Legislaţia română în domeniul protecţiei mediului, specifică domeniului energetic 5-19

5.5. Legislaţia UE în domeniul energiei şi pe probleme de mediu, transpunerea legislaţiei naţionale pentru a corespunde legislaţiei europene.

5-22

6. ANALIZA TEHNOLOGIILOR EXISTENTE PENTRU 6-1÷6-106


Cod 62/2008 CEn I/I


QF 044, ed. 0

PRODUCEREA ENERGIEI FOLOSIND RESURSE ENERGETICE REGENERABILE 6.1. Tehnologii care folosesc în calitate de sursă primară energia hidro 6-1

6.1.1. Introducere 6-1 6.1.2. Potenţialul resursei 6-2 6.1.3. Principiile tehnice de operare pentru microhidrocentrale 6-3 6.1.4. Componentele principale 6-8 6.1.5. Aspecte tehnice care au impact asupra fluxului de venituri şi cheltuieli în cazul microhidrocentralelor 6-12

6.2. Tehnologii care folosesc în calitate de sursă primară de energie biomasa 6-16

6.2.1. Introducere 6-16 6.2.2. Principiile tehnice de funcţionare a instalaţiilor pe biomasă pentru producerea energiei 6-18

6.2.3. Aspecte tehnice care au un impact asupra cash flow-ului pe toată durata proiectelor bazate pe bioenergie 6-29

6.3. Tehnologii care folosesc în calitate de sursă primară energia solară 6-36 6.3.1. Sisteme fotovoltaice 6-36

6.3.1.1. Introducere 6-36 6.3.1.2. Principiile tehnice de funcţionare 6-37 6.3.1.3. Aspecte tehnice care au impact asupra fluxurilor financiare pe perioada de funcţionare a sistemelor fotovoltaice 6-43

6.3.2. Sisteme termice solare pasive 6-48 6.3.2.1. Introducere 6-48 6.3.2.2. Principii tehnice de funcţionare a sistemelor solare pasive 6-49 6.3.2.3. Aspecte cu impact asupra cash-flow-ului pe întreaga durată de viaţă a sistemelor termice 6-65

6.4. Tehnologii care folosesc în calitate de sursă primară energia eoliană 6-69 6.4.1. Introducere 6-69 6.4.2. Principii tehnice de operare 6-70 6.4.3. Descrierea turbinelor eoliene 6-75 6.4.4. Factori cu impact asupra fluxului de venituri şi cheltuieli pe durata de viaţă a proiectelor eoliene 6-80

6.4.5. Evaluarea resurselor 6-83 6.4.6. Mecanisme de control 6-85 6.4.7. Productivitatea energetică a sistemelor eoliene 6-86

6.5. Tehnologii pentru producerea combinată a energiei 6-88 6.5.1. Introducere 6-88 6.5.2. Principiul de funcţionare 6-90 6.5.3. Aspecte tehnice cu impact asupra fluxurilor financiare 6-102

7. IDENTIFICAREA ŞI PROPUNEREA UNOR PROIECTE DE INVESTIŢII CARE VIZEAZĂ UTILIZAREA ENERGIILOR REGENERABILE

7-1÷7-25

7.1. Proiecte care vizează utilizarea energiei hidro 7-1 7.2. Proiecte care vizează utilizarea energiei solare 7-11 7.3. Proiecte care vizează utilizarea energiei eoliene 7-19

8.IDENTIFICAREA SURSELOR POSIBILE DE 8-1÷8-7


Cod 62/2008 CEn I/I


QF 044, ed. 0

FINANŢARE 8.1. Prezentarea generală. Posibile surse de finanţare. Riscuri asociate 8-1 8.2. Scheme de finanţare. Soluţii de tip parteneriat 8-3 8.3. Regimul garanţiilor 8-4 8.4. Tipuri de garanţii 8-5 8.5. Condiţii considerate drept optime pentru creditare 8-5 8.6. Scheme de finanţare alternative 8-6

9. CONCLUZII PRIVIND STRATEGIA DE UTILIZARE A RESURSELOR ENERGETICE REGENERABILE ÎN JUDEŢUL ARGEŞ

9-1÷9-3


Cod 62/2008 CEn I/I

Faza I: (unică). Volumul I: (unic). Ediţia: 0 Revizia: 0 Capitolul 1: „Informaţii generale”. Pag. 1 din 13/cap.

QF 044, ed. 0

1. INFORMAŢII GENERALE 1.1. Caracteristicile geografice ale regiunii

Teritoriul României este împărţit în opt "Regiuni de Dezvoltare" (Nord-Est, Sud-Est, Sud-Muntenia, Sud-Vest Oltenia, Vest, Nord-Vest, Centru şi Bucureşti-Ilfov) – zone ce corespund unor grupări de judeţe, constituite prin asocierea voluntară a acestora pe baza unei convenţii semnate de reprezentanţii consiliilor judeţene.

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.

Existenţa în centrul regiunii dar nefăcând parte din aceasta a capitalei ţării, Bucureşti,

parte componentă a Regiunii Bucureşti-Ilfov, constituie prin infrastructura socială şi instituţională existentă şi prin aeroportul internaţional Otopeni, un real avantaj.

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.

Relieful Regiunii caracterizat prin varietate şi dispunere în amfiteatru cuprinde trei forme

majore de relief : munte 9,5 %, deal 19,8%, câmpie şi luncă 70,7%. Dacă pentru cele 4 judeţe din Sud (Ialomiţa, Călăraşi, Giurgiu, Teleorman) forma

caracteristică de relief este câmpia, celelalte 3 judeţe din Nord (Argeş, Dâmboviţa, Prahova) cuprind atât câmpia cât si dealurile şi munţii, în această zonă găsindu-se cele mai mari altitudini muntoase ale ţarii - vârfurile Moldoveanu (2544m) şi Negoiu (2535m) din Masivul Făgăraş şi vârful Omu (2505m) din Masivul Bucegi.

Reţeaua hidrografică destul de bogată este dominată de fluviul Dunărea în care se varsă

principalele râuri ale regiunii (Olt, Argeş, Dâmboviţa, Ialomiţa şi Prahova). Aceasta este completată de o serie de lacuri naturale şi antropice cu folosinţă complexă.

Clima luată în ansamblu este temperat-continentală moderată, cu temperaturi medii

anuale între 100-120 C în partea de Sud şi 2 0-6 0 C în partea de Nord şi cu un regim al precipitaţiilor atmosferice caracterizat de următoarele cantităţi medii anuale: 504 mm-600 mm în zona de câmpie şi 1000 mm-1300 mm în zona montană.

Varietatea formelor de relief şi complexitatea geologică a acestora fac ca resursele

naturale ale regiunii să fie destul de diversificate.


Cod 62/2008 CEn I/I


QF 044, ed. 0

Zona montană şi de deal concentrează 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.

Alături de resursele subsolului, de o importanţă deosebită şi cu influenţe directe în dezvoltarea anumitor sectoare economice se află resursele solului.

Astfel, suprafaţa agricolă concentrată preponderent în judeţele din Sud deţine 71,1% din

suprafaţa totală a regiunii şi din care 80,6% reprezintă teren arabil. Regiunea dispune de resurse bogate şi importante de apă (3,4% din suprafaţa regiunii),

care prin utilizarea în diferite domenii, au un rol deosebit în dezvoltarea economică a acesteia. Flora şi fauna de o mare diversitate constituie o altă bogăţie naturală a regiunii. Terenurile ocupate cu păduri şi vegetaţie forestieră deţin 19,6% din suprafaţa regiunii,

reprezentând o sursă importantă de masă lemnoasă şi un mediu propice pentru fauna de interes cinegetic.

Situat în partea central-sudică a României, judeţul Argeş, cu o suprafaţă de 682.631 ha,

reprezintă 2,9% din teritoriul ţării. Pe teritoriul judeţului Argeş se intersectează paralela de 45o latitudine nordică cu meridianul de 25o longitudine estică. Altfel spus, acest punct marchează jumătatea distanţei dintre Ecuator şi Polul Nord, dar şi jumătatea distanţei dintre Oceanul Atlantic (vestul) şi Munţii Urali (estul Europei).

Punctele extreme sunt localizate în comunele:

• Nucşoara la nord • Miroşi la sud • Dragoslavele la est • Ciomăgeşti la vest

Judeţele învecinate sunt: • Braşov şi Sibiu la nord • Teleorman la sud • Dâmboviţa la est • Olt şi Vâlcea la vest

Structura administrativă a judeţului cuprinde:

• 3 municipii: - Piteşti (reşedinţa judeţului), Câmpulung, Curtea de Argeş, • 4 oraşe: Costeşti, Mioveni, Topoloveni, Ştefăneşti • 95 comune şi 577 sate.

Diversele forme de relief se îmbină într-o armonie deplină, predominante (55,0% din

suprafaţă) fiind cele de înălţime medie - Dealurile Subcarpaţilor Getici şi Podişul Getic. Jumătatea cealaltă este împărţită aproximativ egal între munţi (25,0%) şi câmpii (20,0%).

În continuare, în figura 1.1. este prezentată harta de încadrare teritorială a judeţului

Argeş.

Titlul proiectului: “Strategia pentru resursele regenerabile a Judeţului eş.”

Cod 62/2008 CEn I/I Arg


QF 044, ed. 0

Figura 1.1. Harta de încadrare teritorială a Judeţului Argeş


Cod 62/2008 CEn I/I


QF 044, ed. 0

Poziţia geografică şi relieful înconjurător care îl protejează de influenţa vânturilor din

vest şi est, asigură judeţului o climă temperat-continentală cu ierni blânde. În ceea ce priveşte temperaturile extreme înregistrate la Staţia de Observare Piteşti amintim: -19,4oC (26 ianuarie 2.000) şi 39,8 oC (4 iulie 2000). Pe lângă mari variaţii de temperatură, există şi mari diferenţe în ceea ce priveşte cantitatea de precipitaţii de la 684,1 litri/mp în anul 1996, la 441,4 litri/mp în anul 2.000 înregistrată la Staţia de Observare Piteşti.

Elementele climei (temperatura, vânturi, precipitaţii, etc.) cunosc in Munţii Făgăraş o

etajare determinata de altitudine, dar are si particularităţi condiţionate de masivitatea si orientarea culmilor. Ei pun stavila, atât maselor de aer rece si umed ce vin dinspre Atlantic sau marile nordului, reţinându-le mai îndelung pe povârnişul sau nordic, cat si celor mediteraneene sau tropicale, ce se opresc pe versanţii săi sudici. Rezultatul este un climat dinamic, agitat, umed, rece pe versantul nordic si unul mai moderat, mai calm si senin pe versantul sudic.

Climatul Munţilor Făgăraş, pe lângă abrupturile ameţitoare, dure si stâncoase ale

crestelor, poate fi un adversar redutabil pentru un turist nepregătit si neechipat corespunzător. Condiţiile climatice sunt aspre chiar si in anotimpul cald, mai ales in zona alpina, când viscolul si frigul, mai ales in cea de-a doua jumătate a lunii august, sunt fenomene destul de frecvente, aşa încât, turistul care porneşte la drum in Munţii Făgăraş trebuie sa fie pregătit si pentru astfel de situaţii.

Temperatura aerului scade treptat de la poale spre creştetul munţilor. Media anuala este

de 4-60 C in etajul pădurilor de fag, de 2-40 C in etajul molidului si in jur de 00 C in zona pajiştilor alpine (pe vârfuri atinge chiar -20C). Lunile cele mai călduroase sunt iulie si august, iar cele mai răcoroase, ianuarie si februarie. Pe versantul sudic temperaturile sunt de multe ori mai ridicate, fenomen observat cel mai adesea la ieşirea din tunel.

Precipitaţiile sunt relativ bogate in Munţii Făgăraş, cantitatea lor creste cu altitudinea,

ajungând in medie de la 900-1.000 mm, in etajul fagului, pana la 1.400 mm, in zona alpina. Ploile au cea mai mare frecventa in lunile de la începutul verii si cea mai mica spre toamna, in septembrie. Ninsorile pot cădea oricând, insa ele apar de obicei către sfârşitul lui septembrie. Practic se instalează pe creste din septembrie-octombrie si durează pana la sfârşitul lunii mai sau începutul lunii iunie. Datorita persistentei îndelungate a stratului de zăpada si a grosimii acestuia, exista condiţii prielnice pentru practicarea sporturilor de iarna.

Vânturile bat cu putere aproape permanent in zona de creasta, predominante fiind cele

dinspre vest si nord-vest. Calmul absolut este rar întâlnit pe aceşti munţi. Brizele de munte si de vale sunt însoţite frecvent de fenomene de ceata.

Norii sunt cel mai impresionant si spectaculos element climatic din Făgăraş. Rareori

turistul poate cuprinde cu privirea piscurile înalte intre vârfurile Negoiului si Moldoveanu, Munţii Făgăraş fiind cunoscuţi ca generatori de nori. Versantul sudic este mai senin, in timp ce pe versantul nordic, frecventa acestora este mult mai mare.

Regiunea montană din nord aparţine culmilor celor mai înalte ale Carpaţilor Meridionali

cu Masivul Făgăraşului (vârful Moldoveanu - cel mai înalt vârf din ţara noastră, cu o altitudine de 2.544 m şi vârful Negoiu cu 2.535 m) şi părţii vestice a masivului Bucegi, cu munţii Leaota şi Piatra-Craiului, despărţiţi de culoarul tectonic Bran-Rucăr.


Cod 62/2008 CEn I/I


QF 044, ed. 0

Judeţul Argeş beneficiază de o bogată reţea hidrografică, cuprinzând bazinele hidro ale

Argeşului şi afluenţii săi: Vâlsan, Râul Doamnei, Râul Târgului, Brătia Argeşelul, Oltului cu afluentul său Topolog şi Vedei, precum şi lacurile naturale şi artificiale.

Cel mai important curs de apa este valea râului Argeş, care îşi are obârşia pe rama sudica a Masivului Făgăraş, la altitudinea de 2.000 m. Părăseşte zona montana la Capatineni si intra in cea subcarpatica, pe care o traversează pana la Curtea de Argeş, după care cursul sau străbate regiunea deluroasa a Platformei Getice, pana la nord de Piteşti. De aici pătrunde in cuprinsul Câmpiei Romane, pe care o traversează pana la vărsarea sa in Dunăre. Are un regim de scurgere permanent, cu alimentare nivo - pluviala si subterana. In regimul scurgerii au intervenit insa modificări importante in urma executării in albie a unor lucrări hidrotehnice de anvergura, cum sunt barajele Vidraru, Oesti, Albesti, Curtea de Argeş, Zigoneni, Vâlcele, Merisani, care au creat in spatele lor lacuri de acumulare, ce atenuează viiturile maxime.

Sunt prezente aici cursuri de apa cu trasee spectaculoase (chei, cascade – zona Caprei

spre obârşiile Topologului si pârâului Buda) si lacuri glaciare, ochiuri de apa, in care se oglindesc vârfurile semeţe: Capra, Căpriţa, Paltinul, Raiosu, Mioarele, Izvorul - Museteica, Buda, Iezerul Podul Giurgiului, lacurile Doamnei si bineînţeles, la nord de creasta principala, Lacul Balea.

În Subcarpaţii Getici, la Nucşoara, există Lacul Învârtita, format pe gips, singurul de

acest fel cunoscut în ţară, având o suprafaţă de 2,2 ha şi adâncime maximă de 5 m. În zona montană se găsesc lacuri de origine glaciară: Buda, Capra, Călţun, Podu Giurgiului. Cel mai mare lac antropic din judeţeste Lacul Vidraru, cu o suprafaţă de 825 ha şi un volum util de aproximativ 470 milioane mc.

Către sud, dealurile sunt străbătute de ape curgătoare, formând terasele largi, simetrice ale

Piemonturilor Cotmenei, Argeşului şi Cândeştiului, cu versanţi acoperiţi cu întinse livezi şi viţă de vie.

Treapta sudică de relief aparţine câmpiei şi este fragmentată de râurile Argeş, Dâmbovnic, Cotmeana, Teleorman în lunci largi şi fertile, constituind zona cerealieră de seamă a judeţului.

Condiţiile naturale - relieful, regimul hidrografic relativ bogat, compoziţia solurilor şi

clima plăcută - se reflectă şi influenţează structura fondului funciar, constituindu - se în acelaşi timp în valoroase resurse naturale. Păşunile şi fâneţele naturale - suport pentru creşterea animalelor, dealurile subcarpatice - propice pomiculturii şi viticulturii, luncile din zona sudică - favorabile diverselor culturi cerealiere, formează suprafaţa agricolă şi ocupă 50,5% din teritoriul judeţului.

În fine, dar nu în ultimul rând , nu sunt de neglijat zăcămintele de uraniu din judeţ – sursa

energetică a viitorului , de ţiţei şi gaze naturale , cărbuni , minereuri nemetalifere – materia primă a industriilor specifice. Utilizarea acestor resurse a fost premisa dezvoltării nu numai industriale ci şi agricole a judeţului.

Pădurile şi vegetaţia forestieră, ce coboară de pe culmile munţilor în zona deluroasă, uneori chiar până în câmpie, adăpostesc o faună diversă. Ca sistem biologic productiv, acestea furnizează materia primă necesară industriei lemnului, constituie o importantă sursă de energie şi în acelaşi timp au capacitatea de regularizare atmosferică şi hidrică a biosferei.


Cod 62/2008 CEn I/I


QF 044, ed. 0

Flora acestei zone cuprinde elemente rare, ocrotite cum sunt: floarea de colţ, smârdarul ,

iedera albă, ghinţura galbenă, zâmbrul, ş.a. Suprafeţele întinse, acoperite cu păduri adăpostesc în rezervaţii variate specii de interes

cinegetic: mistreţul, căprioara, cerbul, ursul, râsul, lupul, capra neagră, cinteza, cocoşul de munte, vulturul pleşuv, brun şi cenuşiu.

Dintre rezervaţiile naturale de pe teritoriul judeţului Argeş putem aminti: Parcul Naţional “Piatra Craiului”, Poienele cu Narcise de la Negraşi, Valea Vâlsanului, Peştera de la Uluce, Punctul Fosilifer Suslăneşti, Lacul Iezer, Lacul Valea Rea şi Granitul de la Albeşti. 1.2. Resursele umane

Populaţia şi forţa de muncă În număr de 3,342 mil. locuitori (15,4% din populaţia ţării) populaţia regiunii Sud-

Muntenia, cu o densitate de 97 locuitori/km 2, 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.

În comparaţie cu judeţele din sud, judeţele din nordul regiunii concentrează un număr mai mare atât de populaţie cât şi de centre urbane.

La 1 iulie 2007 (conform Institutului Naţional de Statistică - Direcţia Judeţeană de Statistică - Argeş) judeţul Argeş totaliza un număr de 644.236 persoane

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

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. Caracteristic forţei de muncă ocupate este faptul că un procent substanţial din aceasta

(39,4%) lucrează în agricultură, restul de 51,6% fiind împărţită 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 sfârşitul anului 2004 s-au înregistrat 94,7 mii şomeri reprezentând 17,0% din total ţară, din care 39,6% erau femei.

Rata şomajului de 7,4% înregistrată la sfârşitul anului 2004 nu diferă cu mult de rata existentă la nivel naţional (6,3%), însă aceasta înregistrează în judeţele Prahova şi Teleorman valori ridicate de 21,7% respectiv 14,6%.

În rândul femeilor rata şomajului de 6,5% este mai mică în comparaţie cu cea din rândul bărbaţilor.

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

Infrastructura socială Structura educaţională în Regiunea Sud-Muntenia poate asigura şcolarizarea la toate

nivelurile, în cadrul acesteia existând un număr de 594 grădiniţe, 1092 şcoli primare şi gimnaziale, 176 licee, 12 şcoli profesionale şi de ucenici, 13 şcoli postliceale şi 5 instituţii de învăţământ superior.


Cod 62/2008 CEn I/I


QF 044, ed. 0

Dacă reţeaua şcolilor primare şi gimnaziale acoperă într-un grad suficient nevoile

educaţionale, nu acelaşi lucru se poate spune şi despre învăţământul liceal a cărui structură educaţională nu este orientată şi acoperă parţial nevoile pieţei muncii.

Reţeaua unităţilor sanitare din cadrul regiunii se caracterizează printr-o accesibilitate

bună în mediul urban în comparaţie cu mediul rural. Asistenţa sanitară a populaţiei regiunii este asigurată de unităţi din sectorul public şi din

cel privat, acesta din urmă dezvoltându-se pe parcursul ultimilor ani. Caracteristic actului de asistenţă sanitară este faptul că personalul medical cu studii

superioare este mult sub nivelul necesar şi că dotarea unităţilor sanitare cu aparatură medicală şi cu medicamente este necorespunzătoare.

Sistemul serviciilor de protecţie socială nu este suficient dezvoltat şi acoperă o arie relativ

restrânsă a grupurilor care necesită îngrijiri speciale, în schimb în ultimii ani domeniul protecţiei copiilor instituţionalizaţi a înregistrat un trend pozitiv.

În prezent facilităţile culturale existente satisfac în mică măsură nevoile populaţiei, la

nivelul regiunii înregistrându-se o scădere a interesului public faţă de actul de cultură organizat, datorat în mare măsură impactului mass-media asupra timpului dedicat de individ formării şi educaţiei permanente. Acest lucru a determinat restrângerea activităţilor specifice domeniului şi a dus la schimbarea destinaţiei unui mare număr de aşezăminte culturale. Totodată s-au manifestat în ultimii ani aspecte negative legate de managementul culturii, reflectate în scumpirea actului cultural şi în indiferenţa unor administraţii locale faţă de dotarea şi întreţinerea bunurilor culturale de folosinţă publică.

Regiunea posedă un fond cultural istoric deosebit şi destul de bogat, reprezentat de

importante vestigii arheologice, cetăţi medievale, monumente cultural-istorice şi muzee locale şi judeţene.

Primul izvor scris în limba română cunoscut până în prezent este din judeţul Argeş. Este vorba de scrisoarea din 1521 a lui Neacşu din Câmpulung către Hans Bekner din Braşov. La Câmpulung a funcţionat între anii 1635 şi 1650, cu unele întreruperi, o tipografie de sub teascurile căreia au ieşit patru cărţi, dintre care în 1642 una în limba română „Învăţături pentru toate zilele … ca să fie de treabă şi de folos şi celor care nu ştiu greceşte”.

Vornicul Iordache Golescu întocmeşte la 1800 o hartă a lumii în care figurează şi Principatele române. El publică, de asemenea, „Băgări de seamă asupra regulilor şi canoanelor gramaticeşti” şi începe scrierea şi publicarea unui dicţionar al limbii române, o culegere de proverbe şi zicători, precum şi teatru satiric la adresa boierimii. Dinicu Golescu, în afară de susţinător al şcolii româneşti, a devenit cunoscut prin lucrarea „Însemnare a călătoriei mele”. În 1829, el a obţinut autorizaţia pentru a tipări „Curierul românesc”, primul ziar în limba română din ţară.

Judeţul Argeş - pământ străvechi al ţării - îşi datorează numele râului care-l străbate de la

nord la sud, râu menţionat de părintele istoriei Herodot încă din secolul V î.e.n., sub numele de Ordessos sau Argessis de mai târziu. Conservarea numelui este mărturia continuităţii populaţiei pe aceste meleaguri.


Cod 62/2008 CEn I/I


QF 044, ed. 0

Argeşul înseamnă scaunul celei dintâi domnii româneşti şi al celei dintâi bătălii câştigate

pentru libertate, înseamnă reşedinţa celui dintâi mitropolit al ţării şi este ziditorul şi păzitorul celor mai vechi monumente de arhitectură şi de pictură, de îndreptăţită mândrie românească. Monumentele istorice vorbesc şi astăzi despre trecutul tumultos al neamului românesc, despre primele capitale ale Ţării Româneşti - de la Curtea de Argeş şi de la Câmpulung - şi, nu în ultimul rând, despre primii domnitori Basarabi neînfricaţi luptători pentru apărarea gliei străbune.

Judeţul Argeş a dat emineţi oameni, care au lăsat valori spirituale şi ştiinţifice importante.

În afara celor sus amintiţi, au văzut lumina zilei sau şi-au desfăşurat activitatea aici pictorul revoluţionar Ion Negulici; istoricul şi publicistul Constantin Aricescu; renumitul medic Carol Davila; pasionatul călător, colecţionar şi scriitor Mihai Tican-Romano, născut la Berevoeşti; compozitorul George Stephănescu, unul din fondatorii Operei române din Bucureşti, născut la Căpăţâneni, dramaturgul Al. Chiriţescu, născut la Piteşti; medicul şi scriitorul George Ulieru, născut la Câmpulung; originari din aceeaşi localitate mai sunt sculptorul Constantin Baraschi, pictorul Schweitzer Rudolf-Cumpăna, matematicianul şi poetul Dan Barbilian (Ion Barbu), dramaturgul şi umoristul Tudor Muşatescu, istoricul, criticul şi colecţionarul George Oprescu, savantul Constantin Parhon. În judeţul Argeş şi-au scris o parte din operele lor Liviu Rebreanu (la Valea Mare), Mihail Sorbul (la Gălăşeşti şi Valea Mărului), George Topârceanu (la Şuici şi la Nămăeşti) şi poetul Ion Pillat.

1.3. Economia

Spaţial, structura economică a regiunii este caracterizată de dominarea industriei în cele 3

judeţe (Prahova, Dâmboviţa şi Argeş) din nordul acesteia şi agriculturii în cele 4 judeţe (Teleorman, Giurgiu, Călăraşi şi Ialomiţa) din sud.

După 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 productivităţii, 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.

Complexă şi diversificată, industria a cărei contribuţie la PIB-ul regional a fost la sfârşitul

anului 2004 de 28,2%, este reprezentată prin toate ramurile ei, ponderea însă deţinând-o industria chimică şi petrochimică (judeţele Prahova şi Argeş), industria construcţiei de maşini , echipamente şi mijloace de transport (judeţele Prahova , Argeş şi Dâmboviţa), industria textilă , a confecţiilor şi alimentară, forţa de muncă ocupată în cadrul acestora fiind de 25,3%.

În producţia de utilaj petrolier şi chimic, de frigidere, lămpilor electrice cu incandescenţă şi în producţia de automobile Dacia şi Aro, regiunea deţine supremaţia la nivel de ţară.

Prezentă în toată regiunea, industria are o pondere ridicată în judeţele din Nord, aici aflându-se şi importantele centre urbane ale acesteia: Ploieşti, Piteşti şi Târgovişte - care au


Cod 62/2008 CEn I/I


QF 044, ed. 0

constituit şi constituie în continuare poli de dezvoltare şi centre de polarizare pentru noi activităţi industriale pe lângă cele tradiţionale existente şi pentru investiţiile străine.

Urmarea procesului de privatizare încă nefinalizat şi de trecere la economia de piaţă, s-a

înregistrat un declin fundamental al numărului şi mărimii întreprinderilor de stat concomitent cu creşterea numărului de societăţi comerciale private.

Sectorul privat caracterizat de o evoluţie în timp lentă dar constant pozitivă, este relativ

bine reprezentat la nivelul regiunii, fiind susţinut de crearea şi dezvoltarea continuă a Întreprinderilor Mici şi Mijlocii (IMM).

În cadrul regiunii, dintr-un total de 9056 societăţi active existente la sfârşitul anului 2004, 8811 erau IMM-uri, domeniile de activitate ale acestora acoperind majoritatea ramurilor economiei.

Tabloul societăţilor din cadrul regiunii, care activează în sectorul privat se prezintă în tabelul 1.1:

Tabelul 1.1. Numărul societăţilor din sectorul privat din care: pe clase de mărime

după numărul de salariaţi Nr. crt. Tip de activitate Total nr. de

întreprinderi 0-9 10-49 50-249 250 şi

peste TOTAL

din care 9.056 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 Sectorul serviciilor, slab dezvoltat înainte de 1990, a înregistrat în ultimii ani o evoluţie

pozitivă în anumite domenii, cu precădere în activităţile comerciale şi de desfacere, numărul populaţiei ocupate în acest domeniu fiind de 20,9 mii persoane la sfârşitul anului 2004.

Tendinţa oscilantă în evoluţia acestui sector 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.

Potenţialul economic şi uman, resursele bogate ale solului şi gradul sporit de urbanizare

şi industrializare, caracteristici dominante în special zonei de Nord şi mai puţin zonei de sud, au constituit condiţiile favorizante de atragere şi pătrundere în regiune a investiţiilor străine, care pe departe poate fi considerat suficient.

În ceea ce priveşte agricultura, condiţiile naturale ale regiunii şi calitatea solului sunt

favorabile dezvoltării tuturor ramurilor din domeniul acesta. Suprafaţa agricolă de 2.449 mii ha, reprezintă 71,1% din suprafaţa totală a regiunii, restul

fiind ocupată de păduri (19,3%) şi de ape şi bălţi (3,4%). Din totalul acestei ponderea cea mai mare este deţinută de terenul arabil (80,6%) urmat

de păşuni şi fâneţe (16%) şi de vii şi livezi (3,4%). Caracteristic este producţia vegetală, orientată spre cultura cerealelor, plantelor uleioase,

plantelor de nutreţ şi legumelor.


Cod 62/2008 CEn I/I


QF 044, ed. 0

În prezent peste 96,2% din suprafaţa agricolă aparţine sectorului privat, forţa de muncă ocupată fiind de 39,4%.

Cu toate ca există condiţii naturale deosebite, în prezent nu se poate spune că există o productivitate agricolă competitivă şi eficientă, acest aspect fiind determinat atât de dotările tehnice necorespunzătoare cât şi de modul de exploatare practicat.

Regiunea deţine şi în domeniul zootehnic un real potenţial, dar care ca şi celelalte sectoare nu este suficient exploatat.

1.4. Infrastructura

Infrastructura de transport În prezent în cadrul regiunii, transportul pe drumuri, aflat în ultimii ani într-o continuă

dezvoltare, tindă să devină lider în domeniu pe fondul declinului înregistrat de transportul feroviar.

Străbătută de 4 căi rutiere internaţionale şi de viitoarea autostradă Constanţa-Bucureşti-Oradea-parte a reţelei pan-europene de transport, regiunea beneficiază de o bună deschidere internă şi internaţională.

Reţeaua de drumuri naţionale (21,9% din 11.999 km lungime totală drumuri), în mare

parte modernizate, asigură o bună comunicare în special între centrele urbane din regiune, facilitând totodată accesul din şi înspre diverse centre importante cum ar fi: Bucureşti-capitala ţării, portul maritim Constanţa etc.

Comunicarea cu teritoriul ţării aflat în interiorul arcului carpatin este asigurată de 4

culoare şi anume: Valea Prahovei (rutier şi feroviar) Valea Oltului (rutier şi feroviar) Rucăr-Bran (rutier) Transfăgărăşan (rutier-accesibil numai pe perioada verii)

În comparaţie cu starea tehnică în general satisfăcătoare a drumurilor naţionale, drumurile

judeţene şi comunale a căror pondere este de 77,1% sunt în marea lor majoritate necorespunzătoare, fapt ce împiedică sau îngreunează traficul rutier, acest aspect având un impact negativ major în special în zonele rurale.

Transportul rutier este susţinut de transportul feroviar, din reţeaua de căi ferate a regiunii

făcând parte 4 magistrale care asigură legătura cu toate regiunile istorice: Moldova, Dobrogea, Transilvania şi Banat.

În cadrul regiunii nu funcţionează nici un aeroport civil pentru transport aerian de călători

şi marfă, dar se beneficiază de serviciile celui mai mare aeroport din România - Bucureşti Otopeni, amplasat la minimum 60 km şi maximum 120 km de capitalele judeţelor regiunii.

Transportul naval, aflat într-un declin continuu după 1990, este asigurat de fluviul

Dunărea principala cale de navigaţie transeuropeană pe care, în cadrul regiunii, sunt situate 4 importante porturi.


Cod 62/2008 CEn I/I


QF 044, ed. 0

Legătura cu Bulgaria se face prin intermediul a 3 puncte de trecere a frontierei, cel mai important fiind cel de la Giurgiu - Ruse datorită podului rutier-feroviar existent, prin acest punct realizându-se una din legăturile principale ale Vestului Europei cu Orientul Apropiat.

Infrastructura tehnică În cadrul regiunii sursele de alimentare cu apă potabilă provin din captările apelor de

suprafaţă şi a apelor subterane, un număr de 305 localităţi (municipii, oraşe, comune) din cadrul acesteia beneficiind de alimentare cu apă, reţeaua de distribuţie aferentă având o lungime de 7.854 km.

Caracteristic reţelei de alimentare cu apă în special din mediul urban, este faptul că unele conducte prezintă un grad avansat de degradare şi uneori de subdimensionare în comparaţie cu volumul de apă solicitat în prezent.

Reţelele de canalizare a apelor uzate menajere în număr destul de redus în cadrul regiunii, subdimensionate şi în mare parte degradate , sunt prezente în 92 localităţi, din care 46 oraşe.

Epurarea apelor uzate menajere constituie o altă problemă majoră, generată de utilizarea în mare parte a unor echipamente şi tehnologii depăşite.

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%.

Regiunea dispune de o bună reţea de telecomunicaţii, cu un grad ridicat de acoperire, fapt ce permite accesul populaţiei la sistemele de comunicaţii moderne.

Reţeaua de gaze naturale în lungime de 3.792 km asigură alimentarea unui număr de 108 localităţi din care 32 municipii şi oraşe, extinderea acesteia fiind destul de lentă, datorită costurilor ridicate pe care le necesită un astfel de proces.

Distribuţia 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.

1.5. Mediul

Calitatea mediului, funcţie de evaluarea gradului de poluare a componentelor sale

individuale (aer, apă, sol, păduri etc.) diferă de la o zonă la alta, fiind determinată de specificul şi particularităţile acestora.

După anul 1990 condiţiile de mediu au început să fie gradual îmbunătăţite prin, creşterea investiţiilor de protecţie a mediului, îmbunătăţirea şi aplicarea legislaţiei în domeniu şi prin reducerea şi chiar stoparea producţiilor industriale poluante.

Gradul ridicat de industrializare a zonei din nordul regiunii şi concentrarea în cadrul acesteia a unor activităţi industriale poluante, fac ca în această zonă să existe cele mai mari probleme pentru toate componentele de mediu, cu un impact negativ asupra calităţii vieţii şi a condiţiilor de trai.

În cadrul acestei zone, judeţul Prahova, caracterizat prin nivelul cel mai înalt de industrializare din ţară, înregistrează o poluare ridicată atât a aerului, cu sulfaţi în suspensie, aerosoli de acid sulfuric şi pulberi cât şi a solului, în special cu produse petroliere.

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.

Zonele agricole din sudul româniei, datorită gradului scăzut de industrializare sunt mai puţin afectate de factorii poluanţi caracteristici acesteia, dar în schimb suportă acţiunea unor factori de mediu limitativi, cum sunt: eroziunea, sărăcia în substanţe nutritive şi poluarea


Cod 62/2008 CEn I/I


QF 044, ed. 0

chimică, a căror efecte negative în productivitatea agricolă şi calitatea mediului de trai sunt evidente.

Folosirea pe scară largă a substanţelor chimice pentru tratarea solurilor 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 mic de locuri de depozitare ecologică a acestora şi care în general sunt localizate în centrele urbane.

Până în prezent, în cadrul acesteia nu există un sistem complex şi modern, capabil să realizeze separarea, procesarea, utilizarea şi lichidarea deşeurilor, inclusiv incinerarea acestora.

O altă problemă actuală este gradul de conştientizare şi nivelul de educaţie scăzut al populaţiei cât şi implicarea practică a acesteia în protejarea naturii şi a mediului. 1.6. Turismul

În prezent turismul tinde să devină unul dintre cele mai dinamice sectoare economice cu potenţial de dezvoltare pe termen lung, acesta putând contribui substanţial la revigorarea soci-economică a regiunii.

Aceasta dispune de un potenţial considerabil, cu precădere în partea de nord, pentru dezvoltarea turismului şi a activităţilor de recreere datorită condiţiilor naturale favorabile şi a tradiţiilor culturale şi istorice existente.

Principalele puncte de atracţie turistică pentru practicarea sporturilor de iarnă şi a turismului de weekend le constituie staţiunile montane de pe Valea Prahovei-Masivul Bucegi, acestea dispunând de o reţea hotelieră care acoperă în mare parte necesităţile de cazare şi de o infrastructură turistică adecvată.

Turismul balnear se poate practica în cadrul a 3 staţiuni balneoclimaterice, spaţiile de cazare şi bazele de tratament existente cât şi calitatea serviciilor fiind în mare parte necorespunzătoare.

Comparativ cu zona de nord, zona de sud a regiunii şi în special zona riverană fluviului Dunărea deţine un potenţial turistic neexploatat suficient până în prezent, dar care în timp poate deveni prin investiţii susţinute o alternativă la turismul clasic montan.

Regiunea este atractivă din punct de vedere turistic şi datorită existenţei în cadrul acesteia a unor valori culturale, a unor monumente cultural-istorice şi a unor parcuri naturale situate în Munţii Bucegi şi Munţii Piatra Craiului.

O problemă cheie pentru dezvoltarea potenţialului turistic al regiunii şi pentru atragerea unui număr cât mai mare de turişti o constituie îmbunătăţirea serviciilor turistice şi dezvoltarea centrelor de informare şi promovare turistică.

Printre obiectivele turistice ale judeţului Argeş amintim:

• Peştera Dambovicioara situata in partea sudica a Masivului Piatra-Craiului, zona Rucar, pe drumul spre Cabana Brusturet - Dambovicioara se caracterizează printr-un relief carstic variat, spectaculos.

• Muntii Fagarasului, cu caractere alpine bine conturate, cu urme ale glaciaţiei cuaternare. • Barajul Vidraru – era al 27-lea baraj ca înălţime, din Europa şi al 15-lea baraj in arc in

anul intrării in exploatare (1965). • Biserica Domnească, Piteşti – ctitorită în 1956 de Constantin Şerban Cârnul şi soţia sa,

doamna Bălaşa, biserica prezintă o noutate arhitectonică: pridvorul construit pe două niveluri. Pictura sa este realizată de Gh. Stoenescu, discipol al artistului Gh. Tăttărăscu. Din anul 1700 până la începutul sec. XIX, aici a funcţionat Şcoala Domnească de la „Sf.


Cod 62/2008 CEn I/I


QF 044, ed. 0

Gheorghe”; • Mănăstirea Curtea de Argeş – monument de arhitectură religioasă românescă, a fost

construit între 1512 şi 1517 de Neagoe Basarab. Se distinge prin impresionanta sa ornamentaţie, având peste 150 de motive decorative. Mănăstirea a fost restaurată de nenumărate ori de-a lungul vremii. Pictura iniţială, realizată de Dobromir Zugravul, a fost înlocuită în urma incediului din 1867 cu una nouă, inferioară ca valoare. Lângă mănăstire se află Fântâna Meşterului Manole, simbol al sacrificiului creatorului de artă;

• Mănăstirea Nămăeşti – nu se cunosc prea multe date despre biserica săpată în stâncă, începuturile sale identificându-se cu descoperirea icoanei Maicii Domnului făcătoare de minuni, care datează din vremea lui Negru Vodă. După unii istorici, acest locaş ar fi fost o catacombă creştină de pe timpul romanilor, după alţii un templu închinat zeului Zamolxes. Biserica a suferit mari stricăciuni în urma bombardamentelor din primul război mondial;

• Biserica Bărăţia, Câmpulung – înălţată în sec. XIII, deţine lespedea funerară datând din 1300 a comitelui Laurenţiu de Longo Campo, conducător militar şi administrativ al Câmpulungului înainte de unificarea statului sub Basarab I;

• Mănăstirea Negru Vodă, Câmpulung – biserica iniţială, realizată din piatră cioplită la mijlocul sec. XIV, după modelul unei bazilici romane, s-a dărâmat în urma cutremurului din 1628. Matei Basarab reface biserica din temelie în 1635, adăugându-i zidurile de apărare şi turnul din clopotniţă

• Alte lăcaşe de cult: Biserica Rupestră, Jgheaburi; Mănăstirea Cotmeana; Schitul Trivale, Piteşti;Mănăstirea Tutana; Biserica Subeşti, Câmpulung; Mănăstirea Aninoasa; Mănăstirea Glavacioc, com. Ştefan cel Mare.

• Curtea Domnească, Curtea de Argeş – din construcţia datând din sec. XIII, astăzi se mai păstrează doar fundaţiile celor două case domneşti şi urmele zidurilor împrejmuitoare. Ca urmare a cercetărilor arheologice recente, s-a descoperit că edificiul de pe latura sudică a fost ridicat de Basarab I în 1340. Această curte a constituit prima reşedinţă a domnitorilor „Ţării Româneşti”;Cetatea Poenari, comuna Arefu – aflată pe muntele Cetăţuia, a fost ridicată în sec. XIV de primii domni Basarabi, fiind mărită apoi de Vlad Ţepeş. La începutul sec. XX, o parte a cetăţii s-a prăbuşit împreună cu stâncile pe care se afla. În prezent se află în curs de restaurare;Monumentul Eroilor de la Mateiaş – ridicat în amintirea ostaşilor căzuţi în primul război mondial, monumentul cuprinde un osuar, o capelă şi un muzeu militar cu interesante diorame reprezentând scene de front. A fost construit din blocuri de piatră de Albeşti, după planurile arhitectului Berechet;

• Alte monumente de arhitectură şi vestigii istorice: Castrul Jidava, Câmpulung; Cetatea lui Negru Vodă, Cetăţeni; Monumentul 1907, Piteşti.

• Muzeul Goleşti, com. Ştefăneşti – adăpostit într-o clădire datând din 1640, cuprinde secţia memorială a familiei Golescu, secţia istorică ce deţine documente despre Revoluţia de la 1821 (din această casă a fost ridicat Tudor Vladimirescu de eterişti şi dus la Târgovişte spre a fi ucis) şi secţia de artă populară şi etnografie. Complexul muzeal mai include o biserică şi singura baie turcească păstrată integral din ţară.

• Alte muzee şi case memoriale: Casa Memorială „Liviu Rebreanu”, valea Mare – Podgoria; Casa Memorială „George Topârceanu”, Nămăeşti.


Cod 62/2008 CEn I/I

Faza I: (unică).Volumul I: (unic). Ediţia: 0 Revizia: 0 Capitolul 2: „Analiza potenţialului de dezvoltare economică a regiunii”. Pag. 1 din 33/cap.

QF 044, ed. 0

2. ANALIZA POTENŢIALULUI DE DEZVOLTARE ECONOMICĂ A REGIUNII

2.1. Programe de investiţii în regiune

Strategia regiunii Sud-Muntenia pentru perioada 2007-2013 este concentrată pe cerinţele economice, sociale şi de mediu ale regiunii, necesare asigurării unei dezvoltării regionale durabile.

În termeni de dezvoltare economică, aceasta implica dezvoltarea unei abordări pe termen lung în contextul unui mediu economic schimbător şi pusă în aplicare printr-o serie de mecanisme ce includ Programele Fondurilor Structurale ale Uniunii Europene (Programele Operationale Sectoriale şi Regionale); finanţări ale Uniunii Europene pentru cooperare interregională (INTERREG); Politica Agricolă Comuna a Uniunii Europene (PAC), incluzand Programul de Dezvoltare Rurală; Programe de Finanţare Naţionale şi alte programe de ajutor.

Strategia se va baza pe un număr de principii operaţionale care vor ghida la nivel regional acţiunile de furnizare a acesteia. Principiile operaţionale sunt:

• parteneriat • concentrare • integrare şi includere • inovare

Pe termen lung, scopul strategic principal de dezvoltare al Regiunii Sud Muntenia este:

„creşterea capacităţii regiunii în vederea dezvoltării economice şi sociale durabile şi echilibrate a acesteia, care să conducă la reducerea disparităţilor şi creşterea coeziunii economice şi sociale, la creşterea prosperităţii şi standardului de viaţă al locuitorilor regiunii”

Acesta implică asigurarea unui standard de viaţă ridicat, prin creştere şi dezvoltare economică bazată pe resursele şi mediul regiunii.

Scopul strategic reflectă abordarea concentrată, integrată şi flexibilă pentru: • îmbunătăţirea competitivităţii şi capacităţii inovatoare a economiei regiunii în vederea

creşterii economice • reducerea disparităţilor economice şi sociale existente în interiorul regiunii şi creşterea

gradului de includere a grupurilor dezavantajate în viaţa economică a acesteia • protejarea şi îmbunătăţirea condiţiilor de mediu şi creşterea beneficiului economic • folosirea raţională a resurselor naturale

Atingerea scopului strategic se va face printr-un set de obiective strategice de dezvoltare,

care reflectă combinaţia aspiraţiilor sociale, economice şi de mediu ale regiunii. Obiectivele strategice urmăresc reducerea inegalităţilor cu privire la nivelul creşterii

economice, concentrându-se pe problemele coeziunii economice şi sociale. Prin obiectivele strategice Planul urmăreşte eliminarea factorilor care blochează

dezvoltarea pe ansamblu a regiunii, exploatând totodată avantajele care furnizează oportunităţi de dezvoltare.

Împreună, cele patru obiective strategice vor contribui la obţinerea prosperităţii regiunii, asigurând totodată o dezvoltare pe termen lung a comunităţilor acesteia.

Obiectivele strategice care, printr-o abordare cuprinzătoare şi integrată urmăresc regenerarea economică şi socială a regiunii, sunt:


Cod 62/2008 CEn I/I


QF 044, ed. 0

• Creşterea nivelulului de competitivitate şi atractivitate al regiunii • Creşterea capacităţii inovative şi competitivităţii mediului de afaceri al regiunii • Dezvoltarea economică, socială şi culturală durabilă şi echilibrată a comunităţilor rurale • Creşterea stabilităţii sociale şi eficientizarea potenţialului forţei de muncă a regiunii

Planul se concentrează pe patru priorităţi cheie şi anume:

• Dezvoltarea infrastructurii locale şi regionale • Dezvoltarea afacerilor • Dezvoltarea rurală şi eficientizarea agriculturii • Dezvoltarea resurselor umane

2.2. Dezvoltarea sectorului industrial în regiune

În scopul dezvoltării sectorului industrial din zona sunt prevăzute numeroase măsuri

pentru perioada imediată din care menţionăm: • Dezvoltarea şi modernizarea infrastructurii energetice • Modernizarea şi regenerarea siturilor industriale şi a zonelor urbane • Eficientizarea consumului de energie şi promovarea resurselor regenerabile • Dezvoltarea infrastructurii de afaceri • Stimularea înfiinţării de noi IMM-uri şi creşterea competitivităţii celor existente • Promovarea inovării, cercetării şi dezvoltării tehnologice

Mediul urban are meritul de a cataliza multe din elementele de baza ale unei dezvoltari

economice de succes, si anume – creativitate, inovare, cultura si spirit antreprenorial. Mai mult, orasele dezvoltate detin avantajul de a atrage cu ususrinta o forta de munca

superior calificata, ceea ce reprezinta un factor cheie intr-o economie competitiva la nivel global. Data fiind importanta oraselor ca locuri in care o parte importanta a populatiei traieste si

munceste, precum si stransa interdependenta dintre centrele urbane si dezvoltarea economica a regiunii, cresterea performantelor economice ale zonelor urbane reprezinta un element esential in procesul de imbunatatire a competitivitatii regiunii.

La momentul actual, in urma traversarii unei lungi perioade de restructurare economica ce a avut drept efect scaderea veniturilor populatiei si reducerea investitiilor publice in infrastructura de baza, anumite orase din regiune se confrunta totodata si cu efecte sociale negative, toate acestea determinand o scadere a standardului de viata cu efecte directe asupra atractivitatii si competitivitatii regiunii.

Generarea energiei, transportul si modul ei de folosire este de o importanta fundamentala

pentru economia unei regiuni, precum si pentru dezvoltarea socio-economica si imbunatatirea standardului de viata al populatiei.

În regiunea Sud Muntenia, alimentarea cu energie electrică nu constituie o problemă, aceasta fiind asigurată la nivel regional în proporţie de 99%, iar în mediul urban fiind de 100%. Durabilitatea sursei acestei energii, ramane insa o problema.

Este recunoscut faptul ca exista o stransa corelatie intre dezvoltarea economica si gestionarea energiei.

Astfel, pe masura ce regiunea se dezvolta, se intensifica si consumul de energie necesar bunei desfasurari a activitatilor economice. In acest sens, politica regionala in domeniul energetic se va concentra pe imbunatatirea eficientei energetice si stimularea utilizarii surselor


Cod 62/2008 CEn I/I


QF 044, ed. 0

de energie alternativa regenerabile si va viza o crestere a ponderii pe care aceasta o detine in productia energetica totala.

Aceasta orientare vine sa sustina conceptul de dezvoltare durabila a regiunii bazata pe protejarea mediului inconjurator, promovat de catre Uniunea Europeana prin Strategia Gothenburg. 2.3. Situaţia actuală şi tendinţe demografice şi sociale 2.3.1. Demografia

Dinamica populaţiei, indicator de definire a resurselor de muncă necesare procesului de planificare, arată că populaţia regiunii a cărui număr de locuitori este de 3.342,0 mii, reprezentând 15,42% din populaţia ţării, a avut în ultimii ani o tendinţă de scădere continuă, în acest context aceasta reducându-se faţă de anul 2000 cu 123,5 mii locuitori, cauza principală a acestui fenomen fiind sporul natural negativ.

Analizată pe medii de trai şi în contextul preponderent agrar al regiunii, se constată o pondere ridicată a populaţiei din spaţiul rural 58,6% valoare cu mult peste media pe ţară de 45,1%, populaţia urbană fiind de 41,4% .

Într-o situaţie opusă acestui aspect se află judeţul Prahova, singurul din cele 7 judeţe componente în care populaţia urbană este preponderentă (50,9%) în comparaţie cu populaţia rurală (49,1%).

Densitatea populaţiei, analizată valoric, în timp şi din punct de vedere al distribuţiei teritoriale, se caracterizează prin:

• superioritate faţă de valoarea densităţii la nivel de ţară: 97,0 locuitori/km2 - Regiune, 90,9 locuitori /km2 – ţară

• scăderea faţă de anul 2000 cu 3,6 locuitori/km2 • diversitate în distribuţia reală a populaţiei, concretizată prin valori mari în judeţele din

nordul regiunii comparativ cu judeţele din sud (judeţele Prahova cu 175,8 locuitori/km2 şi Dâmboviţa cu 132,7 locuitori/km2 aflându-se pe primele locuri, iar judeţele Călăraşi cu 62,6 locuitori/km2 şi Ialomiţa cu 65,8 locuitori/km2, pe ultimele locuri).

Structura pe sexe a populaţiei se caracterizează printr-o uşoară predominare numerică a

populaţiei feminine - 51,15% faţă de 48,85% bărbaţi. Evoluţia structurii pe vârste a populaţiei regiunii relevă din 1992, atât scăderea ponderii

populaţiei tinere cât şi apariţia unui proces lent dar constant de îmbătrânire demografică, fenomene caracteristice tuturor judeţelor componente cât şi ţării.

Imaginea detaliată a structurii populaţiei pe grupe de vârste este redată în tabelul 2.1.

Tabelul 2.1. Structura populaţiei pe grupe de vârstă la 1 iulie Pe grupe de vârste

Anul Regiune/Judeţ Total 0-14ani 15-59 ani 60 ani şi

peste Regiunea Sud - Muntenia 3.524.974 691.953 2.149.666 683.355 1995 Judeţul Argeş 678.705 134.374 431.243 113.088 Regiunea Sud - Muntenia 3.465.468 624.650 2.115.356 725.462 2000 Judeţul Argeş 671.514 118.690 430.052 122.772

2001 Regiunea Sud - Muntenia 3.458.759 607.063 2.125.935 725.761


Cod 62/2008 CEn I/I


QF 044, ed. 0

Pe grupe de vârste Anul Regiune/Judeţ Total

0-14ani 15-59 ani 60 ani şi peste

Judeţul Argeş 671.446 115.220 433.043 123.183 Regiunea Sud - Muntenia 3.374.916 572.445 2.084.282 718.189 2002 Judeţul Argeş 652.950 109.278 422.329 121.343 Regiunea Sud - Muntenia 3.358.392 548.951 2.095.147 714.294 2003 Judeţul Argeş 650.502 105.418 423.629 121.455 Regiunea Sud - Muntenia 3.342.042 527.703 2.101.500 712.839 2004 Judeţul Argeş 647.437 101.704 423.714 122.019 Regiunea Sud - Muntenia 3.329.762 507.752 2.111.572 710.438 2005 Judeţul Argeş 646.320 98.112 425.573 122.635 Regiunea Sud - Muntenia 3.312.342 502.360 2.102.020 707.962 2006 Judeţul Argeş 644.590 96.442 425.147 123.001

Dezechilibrul în structura pe vârste determinat de scăderea natalităţii şi de fenomenul de

migraţie al populaţiei tinere, are influenţe sociale majore determinând schimbarea raportului dintre persoanele active ocupate şi cele întreţinute şi inactive.

Un alt factor demografic cu impact major asupra dinamicii populaţiei şi a dimensiunii comunităţilor îl constituie sporul natural, a cărui caracteristică după 1992 a fost una negativă.

Mişcarea naturală a populaţiei regiunii după 1992 a fost caracterizată de scăderea continuă a natalităţii concomitent cu creşterea mortalităţii, ambele fenomene încadrându-se în tendinţa naţională.

În profil teritorial (conform Institutului Naţional de Statistică, direcţia Judeţeană de Statistică Argeş),în anul 2006 judeţul Argeş 1 înregistrat o rată a natalităţii de 8,1 născuţi vii la 1000 locuitori superioară celei regionale (5,7 născuţi vii la 1000 locuitori).

Mortalitatea infantilă, indicator indirect al nivelului de trai, s-a menţinut din 1992 şi până în prezent peste media pe ţară, evoluţia ei în această perioadă având tendinţa de scădere.

Sub raport etnic 96,9% din populaţia regiunii era la Recensământul din 18 martie 2002 de naţionalitate română, minorităţiile naţionale reprezentând 3,1% din care 2,9% romi.

Structura confesională indică faptul că 97,8% din populaţia regiunii era la Recensământul din 18 martie 2002 ortodoxă, 0,7 % adventistă, 0,4 % penticostală, 0,3 % creştină după evanghelie, 0,3 % evanghelică şi 0,2 % romano-catolică (diferenţa - alte confesiuni, atei, fără religie sau cu religie nedeclarată).

Pe fondul transformărilor de ordin social, politic, economic, cultural sau ale mentalităţii, unul din fenomenele grave cu care se confruntă societatea îl reprezintă manifestările de comportament deviant. Criminalitatea, fenomen social complex, alături de alte fenomene infracţionale, a manifestat în ultimii ani o uşoara tendinţă de scădere.

Potenţialul populaţiei constituie un punct relativ tare al regiunii, dar care poate fi şi sursa unor viitoare probleme legate de procesul transformării economice.

Imaginea furnizată de analiza datelor demografice se caracterizează prin: • scăderea numărului populaţiei • densitate superioară mediei pe ţară • dominarea populaţiei rurale • spor natural negativ • dominarea populaţiei de naţionalitate română şi de confesiune ortodoxă


Cod 62/2008 CEn I/I


QF 044, ed. 0

2.3.2. Educaţia

Premergător analizei situaţiei curente a sistemului educaţional al regiunii şi implicaţiile lui în evoluţia pieţei muncii şi în dezvoltarea economică a regiunii, trebuie menţionat faptul că acesta este parte componentă a sistemului educaţional naţional.

Analizat în contextul numărului de instituţii de învăţământ existente în regiune, actul educaţional este susţinut de o reţea relativ bună care poate asigura şcolarizarea la toate nivelele.

Caracterizată printr-o diversitate de repartizare geografică redusă, structura unităţilor de învăţământ din cadrul regiunii în număr de 1.892, prin numărul semnificativ al grădiniţelor (594) şi al şcolilor primare şi gimnaziale (1.092) asigură un grad bun de acoperire a nevoilor de pregătire primară.

Nu acelaşi lucru se poate spune despre învăţământul liceal şi profesional care prin localizarea celor 176 licee şi a celor 12 şcoli profesionale şi de ucenici cu precădere în centrele urbane determină un nivel mai redus de accesare de către tinerii din mediul rural.

Dotarea parţial corespunzătoare a acestora îngreunează practicarea unui proces educaţional şi de formare modern şi performant şi orientarea profesională neconcordantă cu solicitările pieţei muncii a unor instituţii, influenţează pe de o parte gradul de pregătire al elevilor iar pe de altă parte posibilitatea găsirii unui loc de muncă.

Educaţia superioară asigurată la nivelul regiunii de cele 5 instituţii de învăţământ superior şi de 13 şcoli postliceale, este suplimentată şi susţinută de instituţiile celui mai mare Centru universitar din ţară – Bucureşti.

Evoluţia în timp a numărului instituţilor pentru fiecare nivel de şcolarizare este caracterizată de tendinţa de scădere a acestora, excepţie făcând instituţiile din mediul liceal şi universitar.

În tabelul 2.2. este prezentată populaţia şcolară, pe niveluri de educaţie (inclusiv

învăţământul particular).

Tabelul 2.2. Populaţia şcolară în anul şcolar 2006/2007 Populaţie şcolară (număr persoane) Forma de învăţământ

Regiunea Sud-Muntenia Judeţul Argeş Preşcolar 90.618 19.521 Primar şi gimnazial 285.602 55.568 Liceal 108.305 25.291 Profesional şi de ucenici 36.835 7.338 Postliceal şi de maiştri 4.429 1.196 Superior 36.780 16.716 TOTAL 562.569 125.628

În figura 2.1. estre prezentată rata brută de cuprindere şcolară (%) a populaţiei în diverse forme de învăţământ la nivel de regiune faţă de ţară din anul şcolar 2004/2005:




QF 044, ed. 0

67,9 73,0101,7 100,3

72,7 76,665,2

72,0

020406080

100120

preşcolar primar şigimnazial

secundar toate nivelele

regiune tara

Figura 2.1. Rata brută de cuprindere şcolară în anul şcolar2004/2005

În anul de învăţământ 2004/2005, 596.270 copii, elevi şi studenţi au fost cuprinşi într-o formă de învăţământ organizată, reprezentând 68,1% din populaţia de vârstă preşcolară şi şcolară, ponderea populaţiei şcolare în populaţia totală fiind în această perioadă de 17,8%.

Rata brută de cuprindere şcolară la toate nivelurile în anul şcolar 2004/2005 a fost de 65,2%, judeţul Giurgiu înregistrând valoarea cea mai scazută (55,2%), iar judeţul Argeş cea mai ridicată (75,6%).

În învăţământul general obligatoriu primar şi gimnazial rata brută de cuprindere a fost de 101,7% în anul şcolar 2004/2005, în ultimii cinci ani înregistrându-se o tendinţă de creştere atât la nivel regional cât şi la nivelul fiecărui judeţ component al regiunii, excepţie făcând anul şcolar 2001/2002 când s-a înregistrat o uşoară scădere.

Rata brută de cuprindere şcolară în învăţământul liceal este mult mai scăzută, în anul 2004/2005 fiind de 72,7%, constatându-se însă şi la acest nivel o creştere comparativă cu anul şcolar 2000/2001 când rata brută de cuprindere a fost de 68,2%. Valoarea cea mai mică a fost înregistrată de judeţul Giurgiu – 45,4%, iar judeţul Argeş a înregistrat valoarea cea mai ridicată de 87,8%.

În anul şcolar 2004/2005, în învăţământul primar şi gimnazial reveneau 13,4 elevi la un cadru didactic. În ultimii cinci ani s-a constatat o uşoară creştere a numărului studenţilor şi a elevilor din învăţământul profesional şi de ucenici.

Concluziile relevante pentru acest domeniu rezultate din analiza datelor sunt:

• reţea bună a instituţiilor de învăţământ • număr redus al instituţiilor de învăţământ postliceal şi superior • grad ridicat de cuprindere al elevilor în învăţământul primar şi gimnazial • tendinţa de creştere a gradului de cuprindere al elevilor în învăţământul liceal • lipsa unei orientări strategice a unor instituţii educaţionale pentru acoperirea nevoilor

pieţei forţei de muncă


Cod 62/2008 CEn I/I


QF 044, ed. 0

2.3.3. Piaţa forţei de muncă

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 regiune este redată în tabelul 2.3.

Tabelul 2.3. Situaţia pieţei muncii (mii persoane) Anul Total populaţie Populaţie ocupată civilă Şomeri Rata şomajului (%)

Regiunea Sud-Muntenia 2000 3.465,5 1.293,8 150,7 10,4% 2001 3.458,8 1.270,4 123,5 8,9% 2002 3.374,9 1.221,6 123,6 9,2% 2003 3.358,4 1.207,3 109,9 8,3% 2004 3.342,0 1.183,0 94,7 7,4% 2005 3.329,8 1.188,9 93,1 7,3% 2006 3.312,3 1.184,5 81,2 6,4%

Judeţul Argeş 2000 671,5 284,4 21,5 7% 2001 671,4 271,5 18,5 6,4% 2002 653,0 263,3 18,6 6,6% 2003 650,5 256,5 17,1 6,2% 2004 647,4 252,0 18,3 6,8% 2005 646,3 252,7 13,8 5,2% 2006 644,6 249,1 16,1 6,1%

Tendinţa perioadei 2000 - 2006 a fost reducerea numărului persoanelor active în favoarea

celor inactive, fapt datorat în special fenomenului de îmbătrânire al populaţiei, sporului negativ şi persoanelor cu alte surse de existenţă.

Aceeaşi tendinţă de scădere a avut-o şi populaţia ocupată civilă, acest fenomen fiind generat de procesul de restructurare economică.

Pe sectoare de activitate, scăderi ale populaţiei ocupate s-au produs cu precădere în agricultură, vânătoare, silvicultură, piscicultură, în acelaşi timp înregistrându-se o creştere a ponderii populaţiei ocupate în construcţii, în comerţ şi servicii sociale.

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.

După nivelul de instruire, populaţia ocupată civilă cu studii superioare deţine un procent destul de scăzut de numai 8,7%, cea cu studii postliceale şi tehnice reprezintă 4,5%, cea cu studii liceale deţine 30,6%, iar cea cu studii profesionale şi gimnaziale 45,2%.

Numărul mediu al salariaţilor din economia regiunii a înregistrat o scădere continuă, ajungând în anul 2006 la 566.500 persoane (respectiv 136.500 în judeţul Argeş) faţă de 616.100 persoane în anul 2000 (respectiv 166.800 în judeţul Argeş).


Cod 62/2008 CEn I/I


QF 044, ed. 0

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.

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.

Caracteristicile şomajului la nivel de regiune nu diferă cu mult faţă de cele la nivel de ţară aşa, însă distribuţia acestora în profil teritorial este diferită.

La 31 decembrie 2006, rata şomajului era de 6,4% la nivelul regiunii Sud Muntenia, cu o diferenţiere între sudul şi nordul regiunii, judeţul Argeş având o rata a somajului sub cea a regiunii (6,1%). Lipsa locurilor de muncă în zonele rurale determină plecarea către Bucureşti şi migraţia tinerilor către Europa de Vest, astfel incât satele şi oraşele mici se depopulează.

Rezultat al dezechilibrului cantitativ şi calitativ existent între cerere şi oferta forţei de

muncă, fenomenul şomajului se menţine în continuare. Regiunea se confruntă cu probleme majore în domeniul ocupării forţei de muncă datorită

ritmului scăzut de revitalizare al întreprinderilor din sectorul industrial, agricol şi al serviciilor, dezvoltării lente al sectorului IMM şi datorită existenţei “pieţei negre”, deloc neglijabile.

Completarea situaţiei curente a pieţei forţei de muncă şi perspectivele acesteia pentru viitor, necesită menţionarea unor aspecte legate de calificarea şi recalificarea forţei de muncă.

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 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 judeţul Argeş se caracterizează prin: • tendinţa de scădere a populaţiei active şi ocupate • scăderea populaţiei ocupate în agricultură paralel cu creşterea acesteia în construcţii,

comerţ şi în domeniul serviciilor • predominarea forţei de muncă tânără şi cu pregătire medie • rata şomajului mai mică decât cea a regiunii Sud-Muntenia, dar ambele mai mari decât

rata somajului la nivelul ţării 2.3.4. Economia 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.

Economia regiunii, analizată pe baza principalului indicator de evaluare al creşterii economice – PIB-ul regional, a avut în perioada 1998-2005 tendinţa evidenţiată din figura 2.2, a ponderii de participare la realizarea PIB-ului naţional.




QF 044, ed. 0

13,3 12,9 12,2 12,3 12,4 12,5 12,9 12,6

0

20

40

60

80

100

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

%

Total tara Regiune

Figura 2.2. Evoluţia PIB la nivelul regiunii Sud - Muntenia

În anul 2005 PIB-ul regional a fost de 36.322,1 miliarde lei, judeţul Arges contribuind cu 26,2% (9.532,9 miliarde lei) ocupând locul doi dupa judeţul Prahova cu 29,3% (10.637,1 miliarde lei) şi fiind urmat de judeţul Dâmboviţa cu 15% (5458,7 miliarde lei). Se constată ponderea substanţială a judeţelor din nordul regiunii (preponderent industriale) în timp ce în judeţele din sudul regiunii (preponderent agrare) realizează doar 29,5% PIBR.

În tabelul 2.4. se prezinta evoluţia bugetelor locale în perioada 2001-2006:

Tabelul 2.4. Execuţia bugetelor locale milioane lei (RON) Regiunea Sud 2001 2002 2003 2004 2005 2006Venituri – total 900,2 1188,1 1685,0 2041,0 2430,1 3568,0din care: Subvenţii primite de la bugetul de stat 56,1 8,4 87,6 134,2 159,2 140,7Cheltuieli – total 896,7 1179,2 1666,3 2005,2 2386,1 3330,6Excedent (+)/Deficit (-) 3,5 8,9 18,7 35,8 44,0 237,4Judeţul Argeş 2001 2002 2003 2004 2005 2006Venituri – total 196,9 251,8 365,8 456,0 534,4 785,4din care: Subvenţii primite de la bugetul de stat 9,0 0,3 16,0 24,6 30,9 31,8Cheltuieli – total 195,3 251,3 360,1 444,2 527,1 739,2Excedent (+)/Deficit (-) 1,6 0,5 5,7 11,8 7,3 46,2

În figura 2.3. este prezentată ponderea PIB al fiecarui judet in total PIB al Regiunii Sud

Muntenia in anul 2005




QF 044, ed. 0

Figura 2.3. Ponderea PIB al fiecărui judeţ în total PIB al regiunii Sud – Muntenia în 2005

Din punctul de vedere al contribuţiei fiecărui judeţ la realizarea PIB-ului regional, se

constată ponderea substanţială a judeţelor din nordul regiunii (preponderent industriale) judeţul Prahova cu 10.637,1 milioane lei, urmat de Argeş cu 9.532,9 milioane lei şi Dâmboviţa cu 5.458,7 milioane lei, în timp ce în judeţele din sudul regiunii (preponderent agrare) fiecare dintre acestea au o pondere mai mica de 10% din PIBR).

Tabelul 2.5. Unităţi locale active din industrie şi servicii, în anul 2006, în milioane lei

Număr unităţi din care: pe clase de mărime,

după numărul de salariaţi Regiunea de dezvoltare

Activităţi (secţiuni CAEN, Rev.1) Total 0-9 10-49 50-249 250 şi

pesteRegiunea Sud-Muntenia 49232 42907 4894 1183 248 Industrie extractivă 135 70 35 19 11 Industrie prelucrătoare 6480 4434 1351 547 148 Energie electrică şi termică, gaze şi apă 98 23 27 29 19 Construcţii 3857 3032 622 191 12 Comerţ cu ridicata şi cu amănuntul, repararea şi întreţinerea autovehiculelor şi motocicletelor şi a bunurilor personale şi casnice

25788 23679 1917 176 16

Hoteluri şi restaurante 1995 1768 202 24 1 Transport, depozitare şi comunicaţii 3288 2874 316 71 27 Tranzacţii imobiliare, închirieri şi activităţi de servicii prestate în principal întreprinderilor 5772 5347 316 96 13

Învăţământ 1) 162 149 13 - - Sănătate şi asistenţă socială 1) 718 683 32 3 - Alte activităţi de servicii colective,sociale şi personale 939 848 63 27 1


Cod 62/2008 CEn I/I


QF 044, ed. 0

Industria Industria Regiunii Sud – Muntenia poate fi caracterizată astfel:

• 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 somaj, din cadrul economiei.

• Dependenţa unor comunităţi de existenţa unei singure industrii şi localizarea investiţiilor străine preponderent în partea de nord a regiunii. Bazată în mare parte pe activităţi tradiţionale şi orientată spaţial în funcţie de localizarea

resurselor naturale, industria regiunii acoperă toate domeniile componente. Dezvoltarea culturii industriale şi competitivitatea crescândă a întreprinderilor, a

determinat ca sectoarele industriei orientate spre fabricarea de: echipamente electrice şi electronice, autoturisme, confecţii textile, materiale de construcţii, mobilier din lemn, anvelope şi produse chimice să cunoască un progres substanţial, acestea prin rezultatele obţinute (mărirea productivităţii, noi locuri de muncă) contribuind la îmbunătăţirea climatului economic şi social al zonelor în care s-au dezvoltat.

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 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 care pot conduce la o creştere substanţială a productivităţii prin faptul că aduc atât tehnologie, cât şi cele mai bune practici. Nivelul ridicat al acestora la nivelul regiunii se datorează majorărilor de capital, investitiilor noi de tip green field, etc.

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 pentru judeţul Argeş se pot menţiona: SC Arpechim SA; SC Dacia-Renault SA; SC Aro-Câmpulung SA.


Cod 62/2008 CEn I/I


QF 044, ed. 0

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.

Ditribuţia geografică pe judeţe a acesteia şi modul ei de utilizare rezultă din tabelul următor:

Tabelul 2.6. Distribuţia suprafeţei agricole pe judeţe

Suprafaţa agricolă (mii hectare)

Regiune Judeţul Argeş

Judeţul Călăraşi

Judeţul Dâmboviţa

Judeţul Giurgiu

Judeţul Ialomiţa

Judeţul Prahova

Judeţul Teleorman

2.448,3 344,9 426,8 249,3 278,4 374,3 275,7 498,9 TOTAL din care: sector privat

2.354,6 340,5 394,5 245,9 258,5 360,0 268,7 486,5

Arabil 1.974,2 172,3 416,0 174,9 261,4 351,5 145,1 453,0 Păşuni şi fâneţe 393,8 148,5 5,4 64,6 12,0 18,1 108,9 36,3

Vii şi livezi 80,3 24,1 5,4 9,8 5,0 4,7 21,7 9,6

Judeţul Argeş ocupă locul 4 ca suprafaţă din cadrul regiunii Sud-Muntenia, şi este plasat

în funtea celorlalte judeţe ca suprafaţă de paşuni şi fâneţe (148,5 mii hectare) şi suprafaţă de vii şi livezi (24,1 mii hectare).

Producţia de vegetale are un rol important, fiind orientată în special spre cultura

cerealelor pentru boabe, a plantelor uleioase, a plantelor de nutreţ şi a legumelor. Condiţiile pedo-climatice, costurile necesare pregătirii şi întreţinerii culturilor au

constituit factorii care în perioada 1998-2006 au influenţat nivelul şi variaţia productivităţii la majoritatea culturilor agricole vegetale.

Evoluţia producţiei de cereale şi a principalelor culturi din cadrul acestora în această perioadă este prezentată în tabelele următoare:

Tabelul 2.7. Evoluţia producţiei de cereale (tone)

Anul Cereale pentru boabe Grâu şi secară Orz şi orzoaică Porumb boabe Regiunea Sud-Muntenia

2000 2.318.090 1.416.238 217.532 660.727 2001 4.563.368 2.412.931 512.727 1.577.659 2002 2.936.147 1.125.411 303.831 1.484.246


Cod 62/2008 CEn I/I


QF 044, ed. 0

Anul Cereale pentru boabe Grâu şi secară Orz şi orzoaică Porumb boabe 2003 2.051.240 315.015 59.055 1.643.240 2004 5.588.606 2.105.965 399.602 3.006.500 2005 4.114.746 1.997.260 226.300 1.841.392 2006 3.489.253 1.558.347 142.465 1.730.560

Judeţul Argeş 2000 175.806 84.597 8.216 74.879 2001 422.071 213.141 28.581 160.760 2002 252.726 83.977 14.137 146.556 2003 221.477 44.888 5.732 158.510 2004 504.848 160.748 33.397 283.002 2005 346.677 160.317 21.100 151.734 2006 326.221 110.193 11.529 186.854

Tabelul 2.8. Evoluţia producţiei principalelor culturi agricole vegetale, struguri şi fructe (tone) Anul Floarea soarelui Sfeclă de zahăr Cartofi Struguri Fructe Legume

Regiunea Sud-Muntenia 2000 202.533 677 204.925 185.650 293.188 552.381 2001 284.198 5.246 286.209 175.145 255.709 616.858 2002 283.214 15.437 238.845 139.691 120.076 638.976 2003 466.433 37.690 271.867 128.828 457.958 811.468 2004 538.374 1.116 321.648 132.899 248.102 975.547 2005 350.040 5.185 281.722 45.427 332.021 658.284 2006 461.516 15.446 297.843 120.653 281.363 804.621

Judeţul Argeş 2000 7.128 - 42.426 8.832 132.613 52.640 2001 11.928 78 59.846 7.332 80.735 67.876 2002 15.216 - 55.459 5.744 29.957 66.864 2003 21.318 - 62.243 4.921 186.868 84.140 2004 31.049 - 76.200 5.533 97.882 114.107 2005 15.640 - 53.811 3.357 102.548 77.327 2006 19.982 1.586 62.161 2.955 116.127 105.291

Aspectele redate de cele două tabele trebuie completate cu mentionarea absenţei din

paleta de culturi a plantelor tehnice şi a nivelului scăzut al cultivării sfeclei de zahăr. În prezent se poate afirma că nu există o productivitate agricolă competitivă şi eficientă,

acest aspect fiind determinat atât de dotările tehnice necorespunzătoare cât şi de modul de exploatare practicat.

În condiţiile în care structura suprafeţelor arabile din diferite zone ale regiunii este asemănătore, producţia agricolă vegetală înregistrează diferenţe mari între acestea.

Producţia pomicolă şi viticolă a regiunii este semnificativă, suprafeţele aferente acestor

culturi situându-se pe primul loc şi respectiv al patrulea în cadrul regiunilor. Producţia de struguri şi fructe înregistrată la nivelul regiunii şi judeţului Argeş este redată

în tabelele următoare:


Cod 62/2008 CEn I/I


QF 044, ed. 0

Tabelul 2.9. Producţia totală de struguri (tone)

2005 2006 Regiunea Sud-Muntenia Total din care: proprietate

majoritară privată Total din care: proprietate majoritară privată

Vii pe rod total 45.427 43.503 120.653 119.324 Vii altoite pe rod 9.134 7.210 29.140 27.811 Vii hibride pe rod 35.585 35.585 88.249 88.249 Judeţul Argeş Vii pe rod total 3.357 2.334 2.955 1.626 Vii altoite pe rod 1.921 898 1.400 71 Vii hibride pe rod 1.436 1.436 1.203 1.203

Tabelul 2.10. Producţia totală de fructe (tone)

2005 2006 Regiunea Sud-Muntenia Total din care: proprietate

majoritar privată Total din care: proprietate majoritar privată

Fructe – total 332.021 325.356 281.363 274.300 Prune 160.381 159.557 131.999 127.480 Mere 102.401 98.338 100.775 98.830 Pere 19.615 19.525 14.404 14.336 Piersici 2.852 2.646 1.773 1.730 Cireşe şi vişine 13.356 13.227 9.002 8.818 Caise şi zarzăre 13.787 13.533 9.244 9.162 Nuci 7.115 6.426 6.066 6.016 Căpşuni 1.744 1.369 4.155 4.047 Alte fructe 10.770 10.735 3.945 3.881 Judeţul Argeş Fructe – total 102.548 99.697 116.127 109.929 Prune 61.972 61.550 69.037 64.593 Mere 28.880 26.562 35.046 33.681 Pere 7.302 7.280 6.325 6.266 Piersici 105 105 86 86 Cireşe şi vişine 2.119 2.119 1.827 1.678 Caise şi zarzăre 925 925 877 877 Nuci 859 859 1.352 1.304 Căpşuni 333 272 1.233 1.128 Alte fructe 53 25 344 316

Regiunea deţine şi în domeniul zootehnic un real potenţial, dar care ca şi celelalte

sectoare nu este suficient exploatat. Luată în ansamblu, agricultura regiunii caracterizată printr-un real potenţial de dezvoltare

şi aflată încă sub influenţa procesului de tranziţie la economia de piaţă se confruntă cu multiple probleme, reducerea şi eliminarea acestora necesitând eforturi susţinute.

În tabelul 2.11. este prezentată şi tuaţia efectivelor de animale pe ultimii ani.


Cod 62/2008 CEn I/I


QF 044, ed. 0

Tabelul 2.11. Efectivele de animale la sfârşitul anului (capete)

Bovine Porcine Ovine Regiunea Sud -

Muntenia Total din care: vaci,

bivoliţe şi juninci

Total din care: scroafe de

prăsilă Total din care: oi

şi mioare Caprine

2000 436.266 283.029 791.556 58.538 848.845 687.249 95.3212001 412.533 270.473 731.309 53.897 752.250 627.999 88.9672002 413.558 268.611 795.110 57.071 732.698 615.645 118.3792003 421.836 267.373 799.148 50.841 742.591 620.192 116.0132004 412.162 270.684 1.216.362 61.517 708.001 599.618 107.4852005 430.520 289.135 1.245.153 74.356 739.428 640.424 122.7272006 437.432 279.010 1.213.068 72.216 757.941 665.735 132.1642007 399.709 262.077 1.131.926 60.384 822.973 718.584 151.204

Judeţul Argeş 2000 109.581 65.672 114.191 7.161 140.800 114.996 15.7452001 112.273 64.659 121.817 6.570 149.358 118.001 16.4532002 108.552 63.803 129.721 6.572 144.789 117.007 16.1232003 116.568 65.155 152.992 6.696 160.223 129.576 19.0132004 109.050 71.608 216.977 13.715 149.728 125.112 15.8642005 116.903 75.775 221.086 12.959 156.976 133.115 17.8882006 119.662 77.576 230.781 14.648 160.513 137.548 19.4752007 116.948 74.564 235.792 12.237 181.482 156.946 24.159 Producţia agricolă animală pe ultimii ani este prezentată în tabelul de mai jos.

Tabelul 2.12. Producţia agricolă animală 2005 2006

Regiunea Sud - Muntenia Total

Din care: Proprietate majoritară

privată

Total

Din care: proprietate majoritară

privată Carne - total (tone greutate vie) 309.895 307.858 280.747 280.026 Carne de bovine (tone greutate vie) 66.035 65.882 60.409 60.225 Carne de porcine (tone greutate vie) 115.257 114.883 116.511 116.201 Carne de ovine şi caprine (tone greutate vie) 13.951 13.941 11.537 11.523

Carne de pasăre (tone greutate vie) 114.404 112.907 92.237 92.024 Lapte - total (mii hl.) 9.916 9.890 10.342 10.318 Lapte de vacă şi bivoliţă (mii hl.) 9.295 9.268 9.551 9.529 Lână - total (tone) 2.222 2.218 2.059 2.055 Ouă - total (milioane bucăţi) 1.273 1.236 1.357 1.319 Miere extrasă (tone) 2.704 2.702 2.782 2.782 Judeţul Argeş Carne - total (tone greutate vie) 50.059 49.919 46.792 46.584 Carne de bovine (tone greutate vie) 21.708 21.674 19.208 19.106


Cod 62/2008 CEn I/I


QF 044, ed. 0

Carne de porcine (tone greutate vie) 19.806 19.701 20.203 20.097 Carne de ovine şi caprine (tone greutate vie) 2.626 2.626 1.945 1.945

Carne de pasăre (tone greutate vie) 5.804 5.804 5.393 5.393 Lapte - total (mii hl.) 2.521 2.515 2.479 2.474 Lapte de vacă şi bivoliţă (mii hl.) 2.386 2.380 2.352 2.348 Lână - total (tone) 438 438 531 531 Ouă - total (milioane bucăţi) 164 164 268 268 Miere extrasă (tone) 745 745 694 694

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.

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.

Lipsa unei strategii de dezvoltare globală a sectorului IMM, corelată cu necesităţile de

dezvoltare economică şi socială ale regiunii, a determinat înfiinţarea IMM-urilor în general în mediul urban şi mai puţin în cel rural.

Structura pe domenii de activitate, pe clase de mărimi şi ponderea lor în totalul

societăţilor care activează în sectorul privat în anul 2005, este prezentată în tabelul următor:

Tabelul 2.13. Structura pe domenii a unităţilor locale active în 2005 din care: pe clase de mărime după

numărul de salariaţi Nr. crt. Domeniu de activitate Total nr. de

întreprinderi 0-9 10-49 50-249 Peste 250

Regiunea Sud - Muntenia 46234 40500 4328 1136 270 1. Industria extractivă 127 69 29 15 14 2. Industria prelucrătore 6331 4338 1270 559 164

3. Energie electrică, termică, gaze şi apă 117 36 32 24 25

4. Construcţii 3207 2528 486 177 16 5. Comerţ 25049 23120 1759 156 14 6. Hoteluri şi restaurante 1862 1658 183 20 1 7. Transport, depozitare şi 2887 2535 256 71 25


Cod 62/2008 CEn I/I


QF 044, ed. 0

comunicaţii 8. Tranzacţii imobiliare 5021 4700 224 87 10 9. Învăţământ 114 104 10 - -

10. Sănătate şi asistenţă socială 662 634 25 3 -

11. Alte activităţi de servicii 857 7778 54 24 1 Judeţul Argeş 11437 10048 1044 282 63

1. Industria extractivă 23 12 6 2 3 2. Industria prelucrătore 1674 1219 278 139 38

3. Energie electrică, termică, gaze şi apă 22 7 5 4 6

4. Construcţii 760 591 118 45 6 5. Comerţ 6150 5641 460 46 3 6. Hoteluri şi restaurante 453 404 45 4 -

7. Transport, depozitare şi comunicaţii 613 518 74 17 4

8. Tranzacţii imobiliare 1324 1261 40 20 3 9. Învăţământ 25 24 1 - -

10. Sănătate şi asistenţă socială 178 166 11 1 -

11. Alte activităţi de servicii 215 205 6 4 - 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.

Serviciile Sectorul serviciilor a înregistrat în ultimii ani o evoluţie pozitivă în anumite domenii. 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.

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 şi

de asigurări. În prezent băncile româneşti şi străine ce operează la nivelul regiunii, prin intermedilul

sucursalelor, filialelor, reprezentanţelor sau agenţiilor deschise, acestea oferind agenţilor economici şi persoanelor fizice o gamă largă, dar nu suficientă de produse şi servicii specifice.


Cod 62/2008 CEn I/I


QF 044, ed. 0

Creditele acordate se îndreaptă spre industrie, agricultură, activităţi de import – export şi construcţii, sistemul de creditare nefiind secondat de un sistem de servicii care să asigure derularea rapidă a operaţiunilor.

Majoritatea băncilor au introdus sistemul de plăţi prin intermediul cărţilor de plată de tip

VISA, MASTER CARD, PRIMA etc. Printre alte servicii oferite de sistemul bancar se mai numără: sistemul de decontare al salariilor între persoanele juridice şi angajaţii acestora prin conturi curente personale, asigurarea consultanţei în domeniul financiar şi studii de rentabilitate.

Societăţile de asigurări sunt caracterizate de o dinamică pozitivă atât în privinţa

volumului asigurărilor cât şi în gama serviciilor oferite, activităţile fiind realizate de firme de prestigiu şi cu tradiţie în domeniu.

Serviciile de poştă şi telecomunicaţiilor au cunoscut în urma liberalizării pieţei din acest

domeniu o evoluţie rapidă, agenţii economici şi persoanele fizice beneficiind într-un număr din ce în ce mai mare de mijloace moderne şi rapide de transmitere a corespondenţei şi informaţiei.

O evoluţie ascendentă au avut-o în ultimii ani serviciile din domeniul sănătăţii şi cele

menite să sprijine dezvoltarea economică cum ar fi: servicii de consultanţă de afaceri, consultanţă tehnologică, servicii de reclamă şi publicitate, servicii de contabilitate, servicii de intermedieri de afaceri etc., promovate atât de societăţi private cât şi de ONG-uri.

Zona are deci o reprezentare bună a sectorului de servicii.

2.3.5. Infrastructura Transportul feroiviar Reţeaua de căi ferate a judeţului Argeş este bine dezvoltată, liniile aflate în exploatare

însumând la sfârşitul anului 2006 o lungime de 227 km – tabelul 2.14. În raport cu suprafaţa judeţului, liniile de cale ferată au o densitate de 33,3 km /1000 km²

fiind inferioară mediei pe ţară de 45,3 km/1000 km².

Tabelul 2.14. Liniile de cale ferată în exploatare, la 31 decembrie 2006 Judeţul Argeş km Total 227

din total: Linii cu ecartament normal 1)

Total 227 Cu o cale 205 Cu două căi 22 Densitatea liniilor pe 1000 kmp teritoriu 33,3

1) Linii la care distanţa între şine este de 1435 mm


Cod 62/2008 CEn I/I


QF 044, ed. 0

Transportul rutier Lungimea drumurilor publice din judeţul Argeş la sfârşitul anului 2006 era de 3.031 km,

situând judeţul Argeş pe primul loc din regiunea Sud-Muntenia În tabelul 2.15. este prezentată situaţia drumurilor publice la 31 decembrie 2006.

Tabelul 2.15. Drumurile publice, la 31 decembrie 2006

Judeţul Argeş km Drumuri publice - total 3.031

din care: Modernizate 629 Cu imbrăcăminţi uşoare rutiere 773 Din total drumuri publice: Drumuri naţionale 1) 572

din care: Modernizate 544 Cu imbrăcăminţi uşoare rutiere 17 Drumuri judeţene şi comunale 2.459

din care: Modernizate 85 Cu imbrăcăminţi uşoare rutiere 756 Densitatea drumurilor publice pe 100 kmp teritoriu 44,4

Densitatea drumurilor publice este de 44,8 km/100 km², valoarea fiind superioară mediei

pe ţară. Reţeaua de drumuri existentă şi poziţia geografică a judeţului asigură acestuia o bună

deschiderea internă şi internaţională. Principalele căi rutiere internaţionale care străbat judeţul, şi care facilitează accesul din şi

înspre aceasta la nivel naţional şi internaţional sunt: - E70 – Bucureşti – Piteşti – Craiova – Timişoara - E81 – Bucureşti – Piteşti – Sibiu – Cluj-Napoca – Satu-Mare - E574 – Bacău - Oneşti - Braşov - Piteşti - Craiova

Judeţul beneficiază şi de avantajele oferite de autostrda A1 (Bucureşti – Piteşti). În judeţ nu funcţionează nici un aeroport civil pentru transport aerian de marfă şi călători,

dar cel mai mare aeroport din România (aeroportul Otopeni) este amplasat la aproximativ 120 km de Muncipiul Piteşti.

În figura 2.4. este prezentată reţeaua de drumuri publice ce străbat judeţul Argeş:




QF 044, ed. 0

Figura 2.4. Reţeaua de drumuri publice a judeţului Argeş.


Cod 62/2008 CEn I/I


QF 044, ed. 0

Transportul naval Reţeaua hidrografică a judeţului Argeş nu permite transportul naval, singura cale de

navigaţie apropiată existentă în regiunea Sud-Muntenia fiind Fluviul Dunărea. 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 localităţilor (municipii, oraşe, comune) ale judeţului, 76 erau echipate cu

instalaţii centralizate de alimentare cu apă potabilă (la sfârşitul anului 2006). Reţeaua judeţeana de distribuţie a apei potabile avea o lugime totală de 2118,5 km (la

sfârşitul anului 2006), reprezentând 4,16% 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 738,7 km, beneficiare fiind 18 localităţi, din care 7 municipii şi oraşe.

Alimentarea cu gaze naturale

În ceea ce priveşte alimentarea cu gaze naturale, în cadrul judeţului Argeş sunt racordate la sistemul naţional de distribuţie a gazelor un număr de 25 localităţi reprezentând 3,2% faţă de total ţară, din acestea 7 fiind municipii şi oraşe.

Lungimea reţelei de distribuţie a gazelor la nivelul judeţului este de 723,9 km, ceea ce reprezintă 2,5% din totalul reţelei din ţară.

Reţele 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.

Programul amplu de investiţii din acest domeniu, a condus prin dotarea cu echipamente moderne şi performante a centralelor telefonice şi prin modernizarea infrastructurii de transport a informaţiilor la creşterea numărului de beneficiari şi a volumului de informaţii.

O evoluţie spectaculoasă care se înscrie în tendinţa existentă la nivel naţional a avut-o telefonia mobilă, gradul de acoperire asigurat de acesta în cadrul regiunii fiind de aproximativ 90%.

2.3.6. Mediul rural

Mediul rural al regiunii Sud - Muntenia era alcătuit din punct de vedere administrativ în

anul 2006 din 519 comune care aveau în componenţa lor 2.019 sate. Judeţul Argeş era alcătuit din punct de vedere administrativ în anul 2006 din 95 comune care aveau în componenţa lor 576 sate.


Cod 62/2008 CEn I/I


QF 044, ed. 0

Diferit de mediul urban prin profilul activităţilor economice, al structurii ocupaţionale şi al resurselor disponibile, mediul rural prin potenţialul de dezvoltare de care dispune joacă un rol deosebit în viaţa economică şi socială a regiunii.

Populaţia Resursă potenţială deosebit de importantă pentru dezvoltarea comunităţilor rurale,

populaţia din mediul rural la nivelul judeţului Argeş era la 1 iulie 2007 în număr de 335.538 persoane, ceea ce reprezenta 52,1% din totalul populaţiei acestuia.

Populaţia rurală a judeţului caracterizată de o scădere continuă se înscrie în tendinţa existentă la nivel naţional, numărul locuitorilor din mediul rural fiind în anul 2006 cu 4,4% mai mic decât în 1998.

Factorul cel mai important care a determinat reducerea populaţiei rurale a fost migraţia, fenomen demografic, social şi economic complex cu implicaţii majore în evoluţia numărului persoanelor domiciliate în mediul rural şi în structura demografică a acestuia.

Un alt factor demografic care a avut un impact major asupra dinamicii populaţiei rurale şi a dimensiunii comunităţilor rurale din cadrul regiunii l-a constituit sporul natural negativ.

Scăderea populaţiei mediului rural a fost totodată însoţită de îmbătrânirea acesteia determinată de o serie de factori demografici şi socio-economici.

Forţa de muncă Forţa de muncă din mediul rural poartă amprenta specificului economiei rurale dominată

de sectorul primar, aceasta constituind una din resursele cheie ale dezvoltării rurale. Populaţia din mediul rural este ocupată preponderent în agricultură, cu statut de lucrător

familial şi dispune de un nivel de educaţie mai redus comparativ cu mediul urban. În mediul rural, aşa cum reiese din tabelul de mai jos, rata de ocupare este mai ridicată

decât în mediul urban, iar nivelul şomajului mai redus. Efectul pozitiv furnizat de rata ridicată de ocupare şi de niveul redus al ratei şomajului nu

poate compensa alţi factori specifici ocupării, cu influenţă negativă asupra nivelului de trai, precum ponderea mare a populaţiei ocupate în agricultură, sezonalitatea acestei activităţi etc.

Rata ridicată de ocupare întâlnită în prezent în mediul rural este determinată de nivelul scăzut al înzestrării tehnologice din agricultură, ceea ce determină populaţia rurală să desfăşoare activităţi cu productivitate redusă, generatoare de venituri mici.

Pe grupe de vârstă, rata de ocupare este mult mai ridicată în mediul rural pentru categoriile de tineri (15-24 ani) şi vârstnici (peste 50 ani).

O altă caracteristică a forţei de muncă din mediul rural o constituie nivelul redus de pregătire a acesteia, cu influenţe majore asupra productivităţii şi a nivelului de trai.

Un alt aspect legat de forţa de muncă din mediul rural îl constituie tendinţa de îmbătrânire a acesteia.

Infrastructura fizică şi socială În general mediul rural se confruntă cu lipsa unei reţele de drumuri satisfăcătoare, care ar

putea asigura populaţiei servicii utile pentru un mediu de viaţă modern. În judeţul Argeş, reţeaua drumurilor publice judeţene şi comunale au o lungime de 2.459

km reprezentând 81,1% din totalul reţelei publice de drumuri (la 1 decembrie 2006).


Cod 62/2008 CEn I/I


QF 044, ed. 0

Drumurile judeţene şi comunale modernizate au o pondere de 3,5% (85 km), iar cele acoperite cu îmbrăcăminţi uşoare rutiere 30,7% (756 km).

Sub aspectul stării tehnice majoritatea acestora sunt necorespunzătoare, fapt ce determină ca accesul la reţeaua naţională de drumuri a populaţiei rurale din unele comunităţi (în special în partea de sud a regiunii) să fie destul de scăzut.

Din punct de vedere al mijloacelor de comunicaţii, este de remarcat faptul că reţeaua unităţilor de poştă şi de telefonie asigură un volum redus de servicii specifice acestui domeniu.

Acest aspect se datoreză în principal faptului că la nivelul comunităţilor rurale infrastructura necesară conectărilor individuale lipseşte sau este prea puţin dezvoltată.

Accesul mai redus al populaţiei rurale la aceste mijloace moderne de comunicaţie, îngrădeşte posibilităţile locuitorilor din mediul rural de a dispune de informaţii necesare şi de a asigura acestora un nivel de educaţie corespunzător.

În ceea ce priveşte reţeaua şi distribuirea apei potabile, din totalul de comunităţi rurale existente în judeţul Arges în anul 2006, 69 sunt alimentate cu apă potabilă în sistem centralizat.

Reţeaua publică de distribuire a apei potabile, capacitatea instalaţiilor şi volumul de apă potabilă distribuită consumatorilor casnici, nu pot asigura necesităţile edilitare ale populaţiei rurale, atât ca număr de locuitori beneficiari, cât şi ca proporţie de localităţi rurale dotate.

Sub acest aspect, populaţia rurală nu este asigurată cu condiţii acceptabile de trai, ea fiind dependentă de obţinerea apei potabile din alte surse (fântâni, izvoare) care nu în toate cazurile asigură o apă potabilă corespunzătoare.

Şi din punct de vedere al reţelei de canalizare a apelor uzate populaţia din mediul rural este dezavantajată, în judeţ beneficiind de o astfel de reţea un număr de 11 localităţi rurale.

Seviciile de distribuire a gazelor naturale in judeţ sunt asigurate pentru un număr de 18 localităţi rurale.

Una din problemele mediului rural o constituie infrastructura socială, care la nivelul multor comunităţi rurale este slab dezvoltată.

Dacă infrastructura pentru educaţie din mediul rural este bine reprezentată la nivelul regiunii şi poate susţine desfăşurarea în condiţii relativ bune a actului educaţional, nu acelaşi lucru se poate spune despre infrastructura de asigurare a asistenţei medicale, care necesită investiţii majore.

2.3.7. Turismul

Judeţul Argeş, datorită formelor variate de relief, condiţiilor naturale deosebite şi

peisajului pitoresc are un potenţial turistic considerabil. În anul 2006 reţeaua de cazare turistică a judeţului Argeş cuprindea 123 unităţi, din care

25 hoteluri şi moteluri, 1 han turistic, 6 cabane turistice, 1 camping, 9 vile turistice şi bungalouri, 6 tabere de elevi şi preşcolari, 8 pensiuni turistice urbane, 65 pensiuni turistice rurale şi 2 hosteluri.

Capacitatea de cazare existentă în judeţ in anul 2007 a fost de 4.803 locuri, indicele de

utilizare netă a capacităţii în funcţiune fiind de 27,8%. Principalele obiective turistice ale judeţului sunt prezentate în Capitolul 1.


Cod 62/2008 CEn I/I


QF 044, ed. 0

2.3.8. Mediul

În Regiunea Sud Muntenia, ca de altfel în toată ţara, calitatea mediului este afectată de

impactul negativ al unor activităţi economice, precum şi de poluarea transfrontalieră în sud. Calitatea mediului, funcţie de evaluarea gradului de poluare a componentelor sale

individuale (aer, apă, sol, păduri etc.) diferă de la o zonă la alta, fiind determinată de specificul şi particularităţile acestora.

După anul 1990 condiţiile de mediu au început să fie gradual îmbunătăţie prin creşterea investiţiilor de protecţie a mediului, îmbunătăţirea şi aplicarea legislaţiei în domeniu şi prin reducerea şi chiar stoparea întreprinderilor poluante.

Problemele/aspectele de mediu prioritare identificate în Regiunea Sud - Muntenia sunt următoarele:

a. Calitatea necorespunzatoare a aerului ambiental În Regiunea Sud Muntenia principalele probleme/aspecte privind calitatea

necorespunzatoare a aerului ambiental se referă la: poluarea generată de traficul rutier, poluarea generată de desfăşurarea activităţilor industriale cu impact transfrontier, diminuarea fondului forestier, existenţa depozitelor de deşeuri menajere amenajate necorespunzător.

Traficul rutier constituie o sursă de poluare importantă în regiune datorită numărului mare de autovehicule existente, precum şi faptului că, datorită absenţei drumurilor ocolitoare ale localităţilor, traficul de tranzit, deosebit de intens pe drumurile nationale, are loc în interiorul ariilor locuite. Din acest motiv, un procent semnificativ din populaţia regiunii (locuitorii din zonele limitrofe căilor de trafic) este expus la poluarea generată de traficul rutier. Dominantă din acest punct de vedere este axa E-V.

Impactul asupra sănătăţii umane: efectele asupra sănătăţii umane sunt legate de nocivitatea gazelor de eşapament care conţin NOx, CO, SO2, CO2, compuşi organici volatili, particule încărcate cu metale grele (plumb, cadmiu, cupru, crom, nichel, seleniu, zinc). Aceste noxe împreună cu pulberile antrenate de pe carosabil pot provoca probleme respiratorii acute şi cronice, precum şi agravarea altor afecţiuni. Traficul greu, generator al unor niveluri ridicate de zgomot şi vibraţii, precum şi fondul sonor permanent determină condiţii de apariţie a stresului, cu implicaţii uneori majore asupra stării de sănătate.

Impactul asupra mediului: gazele emise din trafic contribuie atât la creşterea acidităţii atmosferei, cât şi la formarea ozonului troposferic, cu efecte directe şi/sau indirecte asupra tuturor componentelor de mediu (vegetaţie, faună, sol, apă). Prezenţa metalelor în gazele de eşapament afectează calitatea solului şi apelor, starea de sănătate a florei şi faunei. De asemenea, are loc poluarea solului cu diferite deşeuri, în special în locurile de parcare, cu produse petroliere provenite de la unele defecţiuni ale autovehiculelor, precum şi cu diferite substanţe provenite din accidente rutiere.

Impactul asupra calităţii vieţii: traficul produce disconfort locuitorilor din zonele căilor rutiere importante prin gazele de eşapament şi prin zgomot şi vibraţii, scăderea valorilor estetice ale peisajului generată de emisiile de gaze arse şi de fum, creşterea costurilor pentru îngrijirea medicală şi pentru întreţinerea locuinţelor.

b. Poluarea generată de surse industriale majore şi riscul unor accidente majore În Regiunea Sud Muntenia sursele industriale majore de poluare a mediului sunt

reprezentate de activităţile din următoarele domenii: extracţia şi procesarea ţiţeiului, chimie şi petrochimie, producerea energiei electrice şi termice în centrale de mare putere, construcţii de maşini, materiale de construcţii, procesarea metalelor feroase.


Cod 62/2008 CEn I/I


QF 044, ed. 0

Printre sursele industriale majore judeţul Argeş amintim: • Rafinăriile şi uzinele petrochimice aparţinând SNP Petrom S.A.: Sucursala

ARPECHIM – Piteşti; • Centralele electrotermice de la Piteşti; Impactul asupra sănătăţii umane: domeniile industriale majore fiind diverse pot produce

efecte multiple asupra populaţiei expuse, efecte generate de emisiile de poluanţi în apă, aer, sol. Astfel apele uzate au caracteristici asemănătoare substanţelor utilizate în procesul tehnologic şi pot avea efecte negative asupra sănătăţii umane prin contaminarea apelor de suprafaţă şi a celor subterane. Sursele industriale evacuează în atmosferă un complex de poluanţi, organici si anorganici cu diferite grade de toxicitate. Unii dintre poluanţii emişi reacţionează în atmosferă, generând aşa-numiţii poluanţi secundari, ale căror grade de toxicitate şi arii de influenţă pot fi mai mari decât cele specifice poluanţilor primari. Un exemplu în acest sens este formarea ozonului troposferic, poluant puternic reactiv. Ca urmare există posibilitatea apariţiei, în rândul populaţiei aflate în zonele de influenţă, a numeroase afecţiuni generate de expunerea pe scurtă şi/sau pe lungă durată. Deşeurile produse de industrie sunt considerate în general reziduuri periculoase care pot provoca îmbolnăviri de orice fel.

Impactul biologic al emisiilor radioactive trebuie să ţină seama de faptul că absorbţia lor în organism se face concomitent cu descărcarea energiei radiante. În manifestarea influenţei radiaţiilor, deosebit de important este modul cum acestea acţionează asupra organismului, din exteriorul sau din interiorul acestuia. Sursele de radiaţii interne sunt mult mai periculoase pentru organism. Tipul radiaţiilor (alfa, beta, gama) au o deosebită însemnătate. De exemplu radiaţiile beta iradiate din exterior, deşi străbat în aer o distanţă de câţiva metri sunt absorbite de haine şi sticlă astfel încât, cu excepţia ochilor, nu au nici un efect asupra organelor sensibile din interior. Dacă sunt ingerate (prin intermediul alimentelor contaminate) aceste radiaţii sunt foarte dăunătoare, descărcând o energie totală mare într-un volum de câţiva milimetri cubi.

Impactul asupra mediului: activităţile industriale majore afectează toţi factorii de mediu. În regiune, impactul negativ asupra mediului datorat acestor activităţi este în scădere ca urmare a preocupărilor şi investiţiilor realizate în domeniul protecţiei mediului înconjurător, precum şi a reducerii sau dispariţiei unor activităţi.

Din punct de vedere al radioactivităţii, un fenomen important este legat de introducerea radionuclizilor în emisari şi apoi al preluării şi concentrării radioizotopilor de către organismele acvatice. La acest fenomen iau parte toate inelele lanţului trofic dezvoltând în acesta o concentraţie a elementelor stabile şi instabile mai mare decât în mediul acvatic.

Impactul asupra calităţii vieţii: constă în crearea disconfortului locuitorilor, în special al acelora care locuiesc în vecinătatea platformelor industriale. Din punct de vedere al radioactivităţii, expunerea organismelor la radiaţii poate conduce la boli grave şi efecte ireversibile.

Activităţi industriale: nivelul de impurificare a atmosferei generat de desfăşurarea activităţilor industriale în regiune a fost în scădere în perioada 1995-2002.

Impactul asupra sănătăţii umane: Datorită noxelor provenite de la activităţile industriale (industrie, agricultură, instalaţii mari de ardere etc.) pot apărea numeroase afecţiuni specifice tipului de poluant la care sunt expuse organismele umane. Cele mai frecvente sunt afecţiunile respiratorii, dar şi afecţiuni mai grave, uneori ireversibile, provocate de expunerea la poluanţi toxici sau periculoşi. Expunerea de lungă durată sau permanentă la poluanţi atmosferici generează sensibilizarea puternică a organismelor, facilitând instalarea unor afecţiuni care nu sunt legate direct de efectele induse de poluare.

Impactul asupra mediului: Prin scăderea calităţii mediului înconjurator sunt afectate toate formele de viaţă (cu influenţe negative asupra producţiilor, dar şi cu efecte asupra habitatelor,


Cod 62/2008 CEn I/I


QF 044, ed. 0

migrării sau disparitiei speciilor, diminuării populaţiilor). De asemenea toate noxele emise îşi aduc contribuţia la întreţinerea unor fenomene globale ca: distrugerea stratului de ozon stratosferic, efectul de seră, ploile acide.

Impactul asupra calităţii vieţii este important datorită creării unei stări de disconfort generale prin afectarea tuturor factorilor de mediu, prin afectarea valorilor estetice ale mediului natural şi construit, prin creşterea costurilor pentru îngrijiri medicale.

c. Neasigurarea cantitătii şi calităţii apei prelevate şi evacuate În Regiunea Sud Muntenia există sisteme de alimentare cu apă, canalizare şi staţii de

epurare în majoritatea localităţilor urbane care nu asigură însă cantitatea şi calitatea corespunzătoare pentru apa prelevată şi evacuată. Pe de altă parte, în cea mai mare parte a localităţilor din mediul rural şi în unele localităţi din mediul urban nu există sisteme de canalizare şi staţii de epurare. Alimentarea cu apă se face fie prin intermediul unor sisteme stradale, fie prin surse proprii ale fiecărei gospodării.

Impactul asupra sănătăţii umane include boli infecţioase, boli hidrice în cazul consumului accidental de apă din surse contaminate. Sistemele de alimentare învechite pot permite contaminarea microbiologică a apei (bacterii, viruşi, protozoare) prin eventualele fisuri sau neetanşeităţi existente. Pentru apa potabila o sursă de poluare o reprezintă apa subterană contaminată şi utilizarea ei din puţuri/fântâni fără luarea măsurilor corespunzatoare de protecţie. Având în vedere numărul locuitorilor expuşi, riscul este evaluat ca fiind semnificativ.

Impactul asupra mediului: apele uzate menajere din sistemele orăşeneşti de canalizare, insuficient epurate, provoacă poluarea majorităţii râurilor din regiune, modificând condiţiile pentru ecosistemele acvatice. Apar modificări ale compoziţiei chimice şi microbiologice a apelor de suprafaţă afectate. Datorită creşterii cantitătii de nutrienţi apare fenomenul de eutrofizare, cu efecte extrem de grave asupra ecosistemelor acvatice.

Impactul asupra calităţii vieţii: este semnificativ, include afectarea fondului piscicol (a pescuitului), imposibilitatea folosirii cursurilor de apă respective pentru activităţi de agrement, costuri foarte ridicate pentru potabilizarea apei.

d. Gestionarea necorespunzătoare a deşeurilor menajere şi industriale În Regiunea Sud Muntenia există depozite de deşeuri menajere în majoritatea localităţilor

urbane dar, acestea nu îndeplinesc condiţiile necesare din punct de vedere al protecţiei sănătăţii umane şi a mediului. La nivelul regiunii s-a elaborat însă un plan de gestionare a deşeurilor. În ceea ce priveşte întreprinderile industriale, trebuie precizat faptul că în unele dintre acestea există depozite ecologice pentru deşeurile industriale şi, de asemenea, există preocupări serioase pentru colectarea selectivă a deşeurilor.

Impactul asupra sănătăţii umane: Depozitarea necorespunzatoare a deşeurilor poate conduce la contaminarea cu diferite substanţe, precum şi la contaminarea microbiologica a solului şi a apelor subterane. În cazul depozitelor sau a containerelor pentru deşeuri menajere, contaminarea microbiologica a atmosferei generează riscul unor boli infecţioase pentru locuitorii din vecinătate. Compuşii de ardere incompletă formaţi datorită autoaprinderilor din depozitele de deşeuri menajere au un impact negativ puternic asupra organismelor umane. Datorită numărului de locuitori expuşi se apreciază că riscul asupra sănătăţii umane este mare.

Impactul asupra mediului: solul, apele de suprafaţă şi subterane, precum şi atmosfera sunt cele mai grav afectate de reziduuri, efectele acestora fiind regăsite la mari distanţe. În afara afectării componentelor de mediu, prezenţa depozitelor de deşeuri de orice fel crează o stare de disconfort extremă locuitorilor din zonele adiacente.

Impactul asupra calităţii vieţii: se manifestă deosebit de variat. Depozitele de deşeuri amenajate şi operate necorespunzator sau depozitarea necontrolată a deşeurilor afectează grav


Cod 62/2008 CEn I/I


QF 044, ed. 0

valorile estetice ale peisajului, determină un disconfort puternic populaţiei, afectează procesul educaţional al tinerei generaţii, determină creşterea costurilor pentru refacerea mediului şi pentru îngrijirea sănătăţii.

e. Poluarea solului şi a apelor subterane Poluarea solului şi a apelor subterane este generată în special de depozitarea necontrolată

a deşeurilor, de exfiltraţiile de la depozitele de deşeuri, de rezidurile zootehnice depozitate necontrolat în bataluri neamanajate în vederea fermentării. De asemenea, poluarea solului şi a apelor subterane se datorează traficului rutier (poluare cu metale grele) şi activităţilor de extracţie a petrolului (poluarea cu produse petroliere).

De asemenea poate fi menţionată şi poluarea datorită utilizării neraţionale a îngrăşămintelor – în special poluarea cu azotaţi, azotiţi şi fosfaţi.

Pentru Regiunea Sud Muntenia, activităţile de extracţie a ţiţeiului şi cele din domeniul agricol au avut şi au o pondere deosebit de importantă în economia regiunii. Aceste activităţi au generat o poluare istorică a solului şi a apelor subterane, continuând şi în prezent să afecteze calitatea acestor componente ale mediului.

Impactul asupra sănătăţii umane constă în apariţia îmbolnăvirilor datorită consumului de apă provenită din surse subterane de mică adâncime (fântâni particulare) poluate datorită depozitării necorespunzatoare a deşeurilor menajere, evacuării necontrolate a apelor uzate şi deşeurilor provenite din activităţile zootehnice, aplicării îngrăşămintelor şi activităţilor de extracţie a petrolului. Contaminarea microbiologică a atmosferei generează riscul unor boli infecţioase în cazul locuitorilor din vecinătatea fermelor zootehnice. Având în vedere numărul de locuitori expuşi, riscul a fost evaluat ca fiind semnificativ.

Impactul asupra mediului : sursele de poluare fac parte din două categorii şi anume surse

de poluare-degradare interioare a căror origine are legături directe cu natura şi evoluţia suprafeţei în cauză şi surse de poluare exterioare a caror origine trebuie cautată în exteriorul suprafeţei în cauză. Din prima categorie fac parte eroziunea solului, deşertificarea, sărăturarea, exces de umiditate ş.a. Din a doua categorie fac parte surse de poluare cum ar fi irigarea cu ape uzate orăşeneşti sau industriale insuficient epurate, emisiile nocive rezultate din procese industriale, circulaţia auto, chimizarea agriculturii ş.a.

Impactul asupra calităţii vieţii este semnificativ şi se datorează poluării solurilor şi apelor subterane utilizate ca surse de apă potabilă. De asemenea, mirosurile datorate activităţilor zootehnice şi depozitării necorespunzătoare a deşeurilor menajere au un impact semnificativ asupra calităţii vieţii.

f. Protecţia naturii Vegetaţie periclitată cantitativ şi calitativ În regiune această problemă se datorează diminuării rolului de protecţie al pădurilor ca

urmare a activităţilor antropice, afectării tuturor habitatelor naturale prin activităti antropice, practicării turismului neorganizat şi neecologic, precum şi lipsei de administrare a ariilor protejate.

Impactul asupra sănătăţii umane se manifestă prin disconfort generat de afectarea vegetaţiei, apariţia unor afecţiuni generate de reducerea funcţiilor de protecţie ale pădurilor, de ingerarea unor produse contaminate.

Impactul asupra mediului: afectarea vegetaţiei naturale se poate produce fie direct (diminuarea numărului de specii şi/sau a numărului de indivizi dintr-o specie ca urmare a poluării aerului, tăierilor necontrolate, incendiilor ş.a.), fie indirect, prin schimbarea


Cod 62/2008 CEn I/I


QF 044, ed. 0

proprietăţilor fizico-chimice ale solului. În acest fel se produc dezechilibre ecologice care afectează buna funcţionare a ecosistemelor terestre şi acvatice .

Impactul asupra calităţii vieţii apare ca o consecinţă negativă a acestei probleme, manifetându-se pe două căi şi anume: diminuarea resurselor naturale prin reducerea producţiei de biomasă şi crearea disconfortului generat de neîndeplinirea funcţiilor de protecţie, a funcţiilor estetice şi recreative ale vegetaţiei naturale (în special păduri).

Fauna periclitată cantitativ În regiune această problemă se datorează afectării speciilor şi populaţiilor faunei salbatice

terestre şi acvatice de diferite activităţi antropice (braconaj, distrugerea habitatelor). Impactul asupra sănătăţii umane. Diminuarea numărului de specii şi de indivizi determină

disfuncţii grave ale ecosistemelor. Degradarea ecosistemelor conduce la afectarea tot mai puternică a funcţiilor de protecţie ale mediului natural, cu repercusiuni, în timp, asupra sănătăţii umane. De asemenea, pot apărea afecţiuni generate de ingerarea unor produse animale contaminate cu poluanţi. Impactul asupra mediului este semnificativ în sensul că poate conduce la micşorarea unor populaţii de animale salbatice sau chiar la dispariţia unor specii, cu efecte negative asupra biodiversităţii regiunii şi echilibrului ecologic.

Impactul asupra calităţii vieţii se materializează prin disconfort fizic si psihic generat de un mediu tot mai antropizat, prin creşterea costurilor pentru îngrijirea sănătăţii.

Afectarea habitatelor naturale inclusiv diminuarea fondului forestier se datorează activităţilor antropice şi tăierilor abuzive care se desfăşoară mai ales în păduri particulare unde lipsesc atât un sistem corespunzator de gospodărire, cât şi un sistem eficient de pază şi control.

Impactul asupra sanătăţii umane: Degradarea pădurilor face ca acestea să nu mai poată îndeplini normal funcţiile legate de sănătatea umană. Astfel nu se mai poate îmbogăţi aerul cu ioni negativi, nu se mai elimină în aceeaşi proporţie fitocide, respectiv substanţe antimicrobiene cu efect distructiv asupra unor viruşi şi a altor microorganisme, se diminueză cantitatea de dioxid de carbon absorbită. De asemenea funcţiile recreative şi estetico-peisagistice sunt reduse până la anulare de tăierea pădurilor.

Impactul asupra mediului: Diminuarea fondului forestier reduce atât producţia de biomasă, cât şi funcţiile de protectie a mediului înconjurător şi anume: funcţia hidrologică, funcţia de protecţie a solului şi de asigurare a stabilităţii terenurilor, funcţia de ameliorare a factorilor climatici şi aceea de purificare a atmosferei.

Impactul asupra calităţii vieţii: Pierderea unor valori cum sunt starea de bine indusă de contactul cu natura, aerul curat, frumuseţea peisajului, dezvoltarea contactelor dintre oameni, au o importanţă şi o semnificaţie aparte.

g. Zgomot şi vibraţii în aglomerări urbane În aglomerările urbane din regiune zgomotul şi vibraţiile se datorează în principal

traficului şi, mai puţin, diferitelor activităţi productive. Impactul asupra sănătăţii umane poate fi direct asupra urechii şi asupra întregului

organism. Impactul asupra urechii poate conduce la tulburări acute rezultate în urma unor zgomote prelungite de mare intensitate care provoacă traumatisme ale timpanului sau ale urechii medii, materializându-se prin înfundarea sau spargerea timpanului, hemoragii, surditate etc. La copiii mici zgomotele de mare intensitate produc numeroase tulburări cu urmări negative în dezvoltarea ulterioară a organismului. În cazul impactului asupra întregului organism, pătrunderea zgomotului se face nu numai pe calea nervului auditiv, ci şi prin piele, muşchi, oase etc. Ca urmare apare accelerarea pulsului, creşterea tensiunii arteriale, creşterea frecvenţei şi amplitudinii respiratorii, scăderea atenţiei, apariţia oboselii rapide, a cefaleei şi a asteniei


Cod 62/2008 CEn I/I


QF 044, ed. 0

nervoase. Dintre maladiile cauzate de zgomot mai pot fi citate: nevrozele, psihastenia, gastrita, ulcerul gastric şi duodenal, colita, diabetul, hipertiroidismul etc.

Impactul asupra mediului: zgomotele şi vibraţiile produc dereglări de intensităţi diferite asupra tuturor organismelor vii.

Impactul asupra calităţii vieţii prin existenţa unui zgomot de fond permanent se crează o stare de disconfort locuitorilor din aşezările urbane, dar şi celor din aşezările rurale care sunt strabătute de drumuri intens circulate.

h. Fenomene naturale şi dezastre La nivelul regiunii principalele aspecte legate de această problemă se referă la terenuri

afectate de fenomenul de eroziune, zone cu alunecări de teren, zone ce pot fi afectate de inundaţii, precum şi lipsa fondurilor pentru întreţinerea lucrărilor care au fost efectuate în scopul diminuării aspectelor anterioare.

Impactul asupra sănătăţii umane: fenomenele amintite conduc la diminuarea suprafeţelor productive şi, implicit, la diminuarea apreciabiă a producţiilor, în special în domeniul agricol. Scăderea producţiei agricole afectează grav populaţia. De asemenea anumite fenomene naturale cu proporţii de dezastru, cum sunt inundaţiile, pun în pericol direct viaţa unora dintre locuitorii judeţului.

Impactul asupra mediului: conduce la degradarea solului, afectarea/distrugerea unor habitate, periclitarea vieţii unor indivizi ai faunei.

Impactul asupra calităţii vieţii este direct prin distrugeri diverse: terenuri agricole, păduri, drumuri, locuinţe, asezări omeneşti.

2.3.9. Analiza SWOT

Tabelul 2.16. Analza SWOT – regiunea Sud - Muntenia

Puncte Tari Infrastructura

Locală şi Regională Economia Mediul Rural Resursele Umane

• Reţele de drumuri naţionale şi europene (coridorul IV şi IX) modernizate • Existenţa autostrăzilor Bucureşti-Piteşti şi Bucureşti-Constanţa (parţial dată în folosinţă) • Densitate bună a reţelelor de transport • Existenţa în sudul regiunii a căii fluviale Dunărea şi a unor importante puncte de trecere a frontierei • Existenţa în cadrul regiunii a aeroportului Bucureşti-Otopeni • Accesul rutier, feroviar şi fluvial la

• Poziţie geografică favorabilă • Profil economic diversificat • Bogăţia şi varietatea resurselor naturale • Existenţa, în nordul regiunii, a unor sectoare industriale tradiţionale şi bine dezvoltate precum: extracţia şi prelucrarea petrolului, fabricarea utilajului petrolier şi chimic, automobile, echipamente electrocasnice • Potenţial agricol şi zootehnic ridicat preponderent în partea de

• Condiţii naturale favorabile dezvoltării economice • Pondere ridicată a activităţilor nonagricole în partea de nord a Regiunii • Tradiţii îndelungate în unele sectoare ale agriculturii • Existenţa unor structuri embrionice în domeniul agroturismului • Mediu de viaţă nepoluant • Patrimoniu cultural, folcloric şi istoric deosebit • Tradiţii istorice şi

• Pondere ridicată a forţei de muncă tânără • Pondere ridicată a populaţiei ocupate în partea de nord a Regiunii • Creşterea gradului de ocupare al forţei de muncă în sectorul serviciilor • Forţă de muncă calificată, adaptabilă, creativă şi relativ ieftină • Existenţa politicilor active de angajare • Resurse de educare, formare şi instruire bune


Cod 62/2008 CEn I/I


QF 044, ed. 0

Marea Neagră • Densitate bună a reţelelor de gaze naturale în nordul regiunii • Nivel ridicat de acoperire al reţelelor de comunicaţii fixe şi mobile

sud a regiunii • Fertilitate ridicată a pământului • Existenţa infrastructurii pentru irigaţii • Proprietatea sectorului privat asupra majorităţii terenurilor agricole • Potenţial forestier ridicat în partea de nord a regiunii • Creşterea sectorului de servicii şi a celui privat • Existenţa, preponderent în nordul regiunii, a unor firme private reprezentative cu capital străin sau mixt • Existenţa bazei de cercetare în domeniul agriculturii, pomiculturii, viticulturii şi utilajului petrolier • Potenţial natural, cultural şi istoric pentru dezvoltarea turismului • Forţă de muncă calificată în sectoare industriale tradiţionale

culturale nealterate • Grad ridicat de electrificare al gospodăriilor • Accesibilitate bună la reţelele de telecomunicaţii • Forţă de muncă calificată

• Dezvoltarea reţelei de centre locale de formare şi reconversie profesională • Grad ridicat de cuprindere în învătământul general şi liceal • Existenţa în nordul regiunii a cinci universităţi

Puncte Slabe Infrastructura


• Neutilizarea reţelelor de căi ferate la întreaga capacitate • Starea tehnică necorespunzătoare a reţelelor de drumuri judeţene şi locale • Eficienţă scăzută a sistemului de transport urban şi a transportului public • Siguranţă redusă a traficului pe drumurile

• Dezechilibru economic între zonele regiunii • Nivel scăzut al PIB/locuitor • Valoare adăugată scăzută • Declinul industriei tradiţionale • Infrastructură de susţinere a activităţilor economice redusă • Capacitate redusă a

• Condiţii tehnice necorespunzătoare a reţelei de drumuri comunale • Nivel scăzut de dezvoltare al infrastructurii sociale, serviciilor şi utilităţilor publice • Număr redus al IMM-urilor • Lipsa oportunităţilor de angajare

• Declinul general al populaţiei • Declinul populaţiei active şi ocupate • Sporul natural negativ • Pondere ridicată a populaţiei vârstnice • Pondere scăzută a populaţiei ocupate cu studii superioare • Nivel educaţional


Cod 62/2008 CEn I/I


QF 044, ed. 0

publice • Infrastructură redusă a porturilor fluviale • Infrastructură redusă de susţinere a serviciilor publice • Reţele de gaze naturale insuficiente în partea de sud a regiunii • Acces limitat la TIC • Insuficienţa infrastructurii sociale şi de sănătate

serviciilor sociale • Facilităţi reduse pentru dezvoltarea sectorului IMM • Iniţiativă antreprenorială scăzută • Existenţa de zone monoindustriale • Cooperare redusă între cercetare şi industrie • Pondere mică a tehnologiilor moderne în industrie şi agricultură • Eficienţă scăzută a activităţilor de atragere a investiţiilor străine • Calitate scăzută a managementului industrial şi agricol • Predominarea producţiei cu valoare adăugată mică • Competitivitate şi eficienţă scăzută a agriculturii • Nivel scăzut privind procesarea şi marketingul produselor agricole • Practicarea în multe zone a agriculturii de subzistenţă • Număr redus al IMM-urilor cu activităţi în domeniul prelucrării şi valorificării superioare a produselor agro-alimentare • Capital investiţional redus în agricultură • Lipsa marketingului şi promovării regionale • Acces şi nivel scăzut al folosirii TIC

• Pondere redusă a activităţilor nongricole în partea de sud a Regiunii • Lipsa forţei de muncă specializate în alte domenii (nonagricole) • Nivel scăzut al educaţiei şi condiţiilor de trai • Productivitate si profitabilitate scăzută • Grad redus de accesibilitate • Putere financiară scăzută a populaţiei rurale

scăzut al populaţiei rurale • Nivel scăzut al oportunităţilor de angajare în special în mediul rural • Mobilitate scăzută a forţei de muncă • Dezechilibrul pieţei muncii • Necorelarea educaţiei şi instruirii cu cerinţele pieţei muncii • Oportunităţi reduse pentru învăţarea permanentă• Nivel scăzut al instruirii profesionale • Nivel scăzut al investiţiilor angajatorilor în dezvoltarea resurselor umane • Lipsa oportunităţilor egale pentru persoanele supuse excluziunii sociale • Venituri reduse

Oportunităţi


Cod 62/2008 CEn I/I


QF 044, ed. 0

Infrastructura Locală şi Regională Economia Mediul Rural Resursele Umane

• Dezvoltarea cooperării interne şi transfrontaliere • Dezvoltarea cooperării cu ţările riverane fluviului Dunărea • Creşterea competitivităţii şi atractivităţii regiunii • Modernizarea infrastructurii de transport • Modernizarea infrastructurii tehnice şi sociale • Creşterea nivelului de utilizare a TIC

• Dezvoltarea sectorului IMM şi de servicii • Transferul de tehnologie şi de know-how • Cooperarea între mediul de afaceri şi administraţia publică • Accesul la piaţa internă a Uniunii Europene • Creşterea potenţialului oferit de domeniul cercetării şi mediul universitar • Îmbunătăţirea calităţii mediului de afaceri • Dezvoltarea infrastructurii de susţinere a activităţilor economice • Creşterea potenţialului turistic şi îmbunătăţirea calităţii serviciilor turistice • Dezvoltarea agriculturii ecologice • Diversificarea producţiei agricole • Creşterea volumului produselor cu valoare adăugată ridicată • Îmbunătăţirea nivelului de atractivitate al regiunii

• Regenerarea comunităţilor rurale • Dezvoltarea sectorului IMM în domenii productive şi de servicii, specifice mediului rural • Facilităţi pentru asociaţiile agricole • Dezvoltarea agroturismului şi protejarea tradiţiilor istorice şi culturale • Investiţii de protecţie a mediului • Creşterea volumului de produse ecologice • Creşterea activităţilor nonagricole

• Imbunatăţirea sistemului educaţional • Orientarea programelor educaţionale, de formare şi instruire spre specializări în domeniile cerute de piaţa forţei de muncă • Dezvoltarea antreprenoriatului • Dezvoltarea formelor de stimulare a angajărilor • Programe de includere socială în mod egal pe piaţa forţei de muncă, a femeilor şi bărbaţilor • Dezvoltarea societăţii civile • Cooperarea internă şi externă în domeniul educaţiei şi formării • Tehnici moderne de educaţie

Ameninţări Infrastructura


• Surse financiare insuficiente de dezvoltare a infrastructurii locale şi regionale • Omiterea orientării investiţiilor spre sectoarele cu potenţial

• Instabilitatea macroeconomică • Riscul de a nu face faţă presiunii competitive existente în Uniunea Europeană • Stagnarea pătrunderii capitalului străin

• Subestimarea importanţei mediului rural în dezvoltarea generală a regiunii • Lipsa capitalului pentru susţinerea investiţiilor • Valorificarea

• Continuarea declinului demografic • Subestimarea problemelor sistemului educaţional • Adâncirea


Cod 62/2008 CEn I/I


QF 044, ed. 0

de creştere • Omiterea corelării investiţiilor cu sistemul educaţional şi mediul de afaceri

• Lipsa culturii antreprenoriale • Lipsa capitalului de susţinere a investiţiilor în economie • Protecţie scăzută a pieţelor indigene • Subestimarea rolului IMM-urilor în economia regiunii • Încetinirea procesului de dezvoltare şi diversificare al economiei rurale • Procesul redus de modernizare şi restructurare al agriculturii • Fragmentarea exploataţiilor agricole • Cadru legislativ instabil şi complex • Fenomenul corupţiei şi economia subterană

insuficientă a potenţialului existent • Dezvoltarea lentă a economiei rurale • Creşterea disparităţilor între comunităţile rurale • Migraţia tinerilor către zonele urbane • Adâncirea dezechilibrului în comunităţile rurale şi depopularea excesivă a acestora

dezechilibrului pe piaţa muncii între cerere şi ofertă • Apariţia unor fenomene sociale • Creşterea şomajului în rândul absolvenţilor de liceu şi de universităţi • Reducerea populaţiei cu studii superioare • Reducerea fondurilor necesare dezvoltării resurselor umane • Migrarea forţei de muncă înalt calificată • Lipsa oportunităţilor de angajare • Abandonul şcolar


Cod 62/2008 CEn I/I

Faza I: (unică). Volumul I: (unic). Ediţia: 0 Revizia: 0 Capitolul 3: „ Analiza de piaţă a resurselor energetice accesibile pe termen

mediu şi lung”. Pag. 1 din 7/cap.

QF 044, ed. 0

3. ANALIZA DE PIAŢĂ A RESURSELOR ENERGETICE ACCESIBILE PE TERMEN MEDIU ŞI LUNG

3.1. Piaţa combustibililor fosili

Piaţa combustibililor fosili, la nivelul judeţului Argeş, este formată exclusiv din gaze naturale şi păcură.

Conform Institutului Naţional de Statistică, direcţia Judeţeană de Statistică Argeş, la nivelul judeţului Argeş sunt doar 8 localităţi (din care 5 municipii şi oraşe) în care se distribuie energie termică (la 31 decembrie 2006).

Păcura nu poate să reprezinte o alternativă pentru gazele naturale în asigurarea cu

energie termică a populaţiei. Din păcate, însă, problemele legate de poluare, coroborate cu preţul său care va fi mereu superior gazelor naturale duc la o atitudine rezervată faţă de acest combustibil.

Tendinţele actuale în ceea ce priveşte tariful la gazele naturale este de creştere accentuată. Acest fapt va influenţa foarte serios facturile la energia termică in mod constant, impactul creşterii tarifului la gaze naturale va fi foarte mare. Din păcate, nu există o alternativă foarte credibilă la acest combustibil, aşa că toate previziunile trebuie să ia în calcul aceste creşteri de tarif. Consultantul apreciază că tariful gazelor naturale se va alinia în câţiva ani cu cel din ţările UE. Din păcate, nu se poate afirma cu hotărâre că şi siguranţa în alimentarea cu gaze va creşte deşi prin Planul Naţional de Dezvoltare 2007 - 2013, se prevede creşterea treptată a importurilor de ţiţei şi gaze naturale.

3.2. Potenţialul utilizării resurselor regenerabile pentru alimentarea cu energie a diferitelor regiuni din judeţ Posibilele surse regenerabile de energie sunt: hidro, solare, eoliene, biomasa şi deşeurile

menajere. Energia solară În România s-au identificat cinci zone geografice (I-V), diferenţiate în funcţie de nivelul

fluxului energetic măsurat. Distribuţia geografică a potenţialului energetic solar relevă că peste jumătate din suprafaţa României beneficiază de un flux anual de energie între 1.000-1.300 kWh/m2-an.

Din punct de vedere potenţialului solar, judeţul Argeş beneficiază de un nivel al fluxului

anual energetic între 1250-1300 kWh/m2-an în zona de nord şi 1300-1350 kWh/m2-an în zona de sud a judeţului (a se vedea figura 3.1).

Titlul proiectului: “Strategia pentru resursele regenerabile a Judeţului

Cod 62/2008 CEn I/I Argeş.”



QF 044, ed. 0

Figura 3.1. Potenţialul solar al României

Energia eoliană 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.

Din punct de vedere potenţialului eolian, judeţul Argeş se situează într-o zona cu vânturi

care nu depăşesc viteze medii anuale de 6 m/s (a se vedea figura 3.2). Zona este propice utilizării vântului pe post de sursa de energie.





QF 044, ed. 0

Fig

ura

3.2.

Dis

trib

uţia

vite

zei m

edii

anua

le a

vân

tulu

i pen

tru

înălţim

ea d

e 50

m


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

Biomasa 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.

Din punct de vedere potenţialului de biomasă, judeţul Argeş se situează într-o zona cu

potenţial ridicat (a se vedea figura 3.3). În acest areal biomasa poate proveni din deşeuri lemnoase şi deşeuri agricole. Exploatările forestiere care pot să genereze deşeuri lemnoase sunt insignifiante, dar există

un important potenţial neexploatat agricol, care poate genera biomasă sub formă de paie, resturi de porumb etc.

La nivelul întregului judeţ, totalul suprafeţei cultivate este de aproximativ 142.500

hectare. Culturile principale sunt: grâu, secară, orz, orzoaică, porumb, floarea soarelui, sfeclă de zahăr, cartofi şi legume iar cele mai importante sunt prezentate în tabelul 3.1.

Tabelul 3.1. Principalele culturi de pe raza judeţului Argeş (hectare)

Din care Judeţul Argeş

Suprafaţa cultivată -

total

Cereale pentru boabe Grâu şi secară Orz şi orzoaică Porumb

1990 171.085 111.816 40.421 15.188 55.081 1995 170.266 115.801 50.888 6.601 53.828 2000 160.090 107.048 39.631 3.087 54.733 2001 167.698 118.804 60.265 6.795 42.712 2002 171.661 116.528 49.914 8.296 48.671 2003 164.715 107.873 40.455 4.745 52.500 2004 147.380 112.852 42.417 9.091 50.704 2005 160.853 119.836 60.442 9.953 41.221 2006 142.503 98.747 40.133 4.188 45.345

Cantitatea de biomasă obţinută de pe 1 ha depinde de tipul culturii, putând fi cuprinsă

între 1,5 t şi 3 t. Totuşi, trebuie ţinut seama că o parte importantă din biomasa rezultată este folosită pentru animale, respectiv hrană şi utilizări conexe creşterii animalelor. Biomasa neutilizată, reprezintă disponibilul pentru producerea energiei.

În prezent, nu există o evidenţă exactă a disponibilului de biomasă pe ani, categorii de culturi şi localităţi, oportunitatea utilizării biomasei putând fi stabilită numai cunoscându-se disponibilul anual de biomasă din zonele limitrofe.

La nivelul judeţului Argeş principalele categorii de deşeuri produse sunt deşeurile

industriale şi cele menajere. Compoziţia medie a deşeurilor menajere (%) este: substanţe organice 70%, hârtie şi

carton 10%, materiale plastice 7%, sticlă 3%, metale 3%, materiale textile 2%, altele 5%. Deşeurile solide urbane sunt colectate, transportate şi depozitate la groapa de gunoi de unităţi ce asigură salubrizarea oraşului.

Deşeurile menajere pot fi surse de biogaz din care să se producă energie. Cele mai importante condiţii care trebuie îndeplinite pentru obţinerea biogazului sunt:


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

- asigurarea unei cantităţi importante de deşeuri; - presortarea deşeurilor;

Relativ la problemele de mediu generate de gradul crescând de utilizare a centralelor de

apartament trebuiesc avute în vedere două aspecte: Arderea unor combustibili de natura fosilifera (gaze naturale sau combustibili lichizi) are

un efect nedorit prin emisiile de dioxid de carbon rezultate in urma arderii; Evacuarea dioxidului de carbon in imediata apropiere a ferestrelor apartamentelor fără a

se asigura o ventilaţie corespunzătoare a spatiilor dintre blocuri şi având un efect direct asupra stării de sănătate a populaţiei.

În prezent, modul de colectare al deşeurilor în municipiu, constituie o sursă majoră de

poluare a mediului înconjurător iar indisponibilitatea datelor referitoare la groapa de gunoi si necolectarea selectivă a deşeurilor menajere face ca soluţia utilizării deşeurilor pentru producerea de energie sa nu fie viabilă.

Energia hidro 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).

Apele curgătoare de pe teritoriul judeţului Argeş, aparţin bazinelor hidrografice Argeş,

Vedea şi Olt, lungimea totala a principalelor cursuri de apa fiind de circa 1.000 km, la care se adaugă încă 1.500 km 14 ape secundare. Judeţul Argeş, face parte din bazinul hidrografic Argeş-Vedea.

În partea de nord-vest a judeţului se afla cursul superior al râului Topolog, afluent al Oltului, cu obârşia în căldările glaciare de sub Negoiu.

Din punct de vedere potenţialului hidro, judeţul Argeş se situează într-o zona cu potenţial ridicat (a se vedea figura 3.4), ce cuprinde râuri cu debite medii lunare mari dar şi râuri şi pâraie cu debite mici.





QF 044, ed. 0

Fig

ura

3.3.

Pot

enţia

lul e

nerg

etic

al b

iom

asei

în R

omân

ia





QF 044, ed. 0

Figura 3.4. Harta hidrogeografică a regiunii judeţului Argeş


Cod 62/2008 CEn I/I

Faza I: (unică). Volumul I: (unic). Ediţia: 0 Revizia: 0 Capitolul 4: „Rolul administraţiilor locale”. Pag. 1 din 2/cap.

QF 044, ed. 0

4. ROLUL ADMINISTRAŢIILOR LOCALE

Potrivit prevederilor legale şi în spiritul principiilor autonomiei locale şi al descentralizării serviciilor publice, autorităţile administraţiei publice locale au deplină competenţă, responsabilitate şi libertate de decizie, în ceea ce priveşte înfiinţarea, organizarea şi funcţionarea serviciilor publice de gospodărie comunală.

Conform HG nr. 462 din 05 aprilie 2006, privind condiţiile din Anexa I punctul 3: „Autorităţile locale îşi vor menţine proprietatea a cel puţin 95% din acţiuni sau din părţile sociale, ale agentului economic (operator), care administrează sistemul centralizat de producere şi distribuţie energie termică cel puţin 5 ani, de la punerea în funcţiune a ultimei investiţii finanţate din acest program de finanţare.”

De asemenea, având in vedere ca în judeţul Argeş există persoane ale căror venituri nu

permit realizarea unui trai decent, s-a prevăzut aplicarea Hotărârii de Guvern de implementare a unor programe de protecţie socială ce prevăd distribuirea unor anumite ajutoare pentru plata facturilor la energia termică bineînţeles cu anumite condiţii.

Conform legilor în vigoare, înfiinţarea, organizarea, coordonarea, monitorizarea şi controlul serviciului public de alimentare cu energie termică constituie obligaţii ale autorităţilor administraţiei publice locale. Drept urmare serviciile publice de alimentare cu energie termică trebuie să aibe continuitate, universalitate, egalitate a tratamentului, să fie transparente şi să asigure adaptabilitate şi gestiune pe termen lung.

Pe viitor se propune realizarea de investiţii în proiecte care vizează sursele regenerabile

de energie ale judeţului Argeş din zonele bazineleor superioare ala următoarele râuri: • Topolog • Argeş • Vâlsan • Râul Doamnei • Bratia • Râuşor • Râul Târgului • Râul Dâmboviţei • Râul Dâmbovicioara

De asemenea, se propun realizarea de proiecte care vizează dezvoltarea infrastructurii de

turism a judeţului Argeş: • Spaţii de campare turistică:

1. Valea Topologului – la confluenta cu pârâul Ruda 2. Valea lui Stan – la confluenta cu râul Argeş, in zona Luncii – punctul Călugărita 3. Poienile Vâlsanului – punctul Pod DJ 703I ce merge la Molidis DN7C 4. Lacul Baciu – la confluenta cu pâriul Vasalat, Râul Doamnei 5. Valea Bratia – la confluenta cu Izvorul Negomiru 6. Pâriul Râuşor – afluent al Râul Târgului, la confluenta cu Izvorul Huluba 7. Râul Dâmboviţa – Lacul Pecineagu la confuenta cu pâriul Luţele 8. Muntele Magureaua Arefului, in zona Lacului Magurea 9. Valea Badenilor – punctul Fagetel 10. Dealul Sasului DN73 - Râul Dâmbovicioara - Braşov


Cod 62/2008 CEn I/I

Faza I: (unică). Volumul I: (unic). Ediţia: 0 Revizia: 0 Capitolul 4: „Rolul administraţiilor locale”. Pag. 2 din 2/cap.

QF 044, ed. 0

• Refugii montane în Masivul Făgăraş şi Piatra Craiului: 1. Construire refugiu de creasta in Saua Scara 2. Construire refugiu de creasta in Cheia Bandei 3. Modernizare refugiu in Fereastra Zmeilor 4. Construire refugiu de salvare in Valea Rea 5. Construire refugiu de creasta in Iezerul Podu Giurgiului 6. Construire platforma aterizare elicopter la Cota 2000 7. Construire refugiu de salvare pe Valea Topologului – Ruda 8. Construire refugiu de salvare pe muntele Ghiţu 9. Magurea – Valea lui Stan – Valea Topologului 10. Construire refugiu de salvare Grind –Lespezi 11. Reabilitare trasee turistice 420 km

• Post salvamont: 1. Construire post salvamont pe muntele Ghiţu


Cod 62/2008 CEn I/I

Faza I: (unică). Volumul I: (unic). Ediţia: 0 Revizia: 0 Capitolul 5: „Legislaţia în domeniul energie - mediu”. Pag. 1 din 24/cap.

QF 044, ed. 0

5. LEGISLAŢIA ÎN DOMENIUL ENERGIE - MEDIU

5.1. Legislaţia primară şi secundară din România referitoare la producerea, transportul, distribuţia şi consumul de energie

Principalele acte normative care guvernează (direct sau indirect) activitatea de producere,

transport şi distribuţie a energiei termice sunt următoarele:

a) Constituţia României, republicată

b) Legea nr. 13/2007 a energiei electrice, publicată în M.O. partea I nr. 51/23.01.2007 care abrogă legea 318/2003 a energiei electrice, publicată în M.O. partea I nr. 511/16.07.2003

Domeniul de reglementare:

- Prezenta lege stabileşte cadrul de reglementare pentru desfăşurarea activităţilor in sectorul energiei electrice şi al energiei termice produse in cogenerare, in vederea utilizării optime a resurselor primare de energie in condiţiile de accesabilitate, disponibilitate şi suportabilitate şi cu respectarea normelor de siguranţă, calitate şi protecţie a medului.

- Nu se supun dispoziţiilor prezentei legi: acumulatoarele electrice, grupurile electrogene mobile, instalaţiile electrice amplasate pe vehicule de orice fel;

sursele staţionare de energie electrică in curent continuu; instalaţiile energetice amplasate in marea teritorială, care nu sunt racordate la reţeaua electrică.

Obiectivele legii: - Activităţile in domeniul energiei electrice şi al energiei termice produse in

cogenerare trebuie să se desfăşoare pentru realizarea următoarelor obiective de bază:

asigurarea dezvoltării durabile a economiei naţionale; diversificarea bazei de resurse energetice primare; crearea şi asigurarea funcţionării pieţelor concurenţi ale de energie electrică; asigurarea accesului nediscriminatoriu şi reglementat al tuturor participanţilor la piaţa de energie electrică şi la reţelele electrice de interes public;

transparenţa tarifelor, preţurilor şl taxelor la energie electrică in cadrul unei politici de tarifare, urmărind creşterea eficienţei energetice pe ciclul de producere, transport distribuţie şi utilizare a energiei electrice;

constituirea stocurilor de siguranţă la combustibilă necesari pentru producerea energiei electrice, precum şi a energiei termice produse in cogenerare;

asigurarea funcţionării interconectate a Sistemului electroenergetic naţional cu sistemele electroenergetice ale ţărilor vecine şi cu sistemele electroenergetice din Uniunea pentru Coordonarea Transportului Energiei Electrice (UCTE);

promovarea uflizări surselor noi şi regenerabile de energie: asigurarea protecţiei mediului la nivel local şi global, in concordanţă cu reglementările legale in vigoare;

asigurarea măsurilor de securitate in vederea preveniri si combaterii actelor de


Cod 62/2008 CEn I/I


QF 044, ed. 0

terorism şi sabotaj asupra infrastructuri Sistemului electroenergetic naţional; asigurarea siguranţei in funcţionare a Sistemului eiectroenergetic naţional; asigurarea siguranţei in alimentarea cu energie electrică a consumatorilor; promovarea producţiei de energie electrică realizată in sisteme de cogenerare de înaltă eficienţă, asociată energiei termice livrate pentru acoperirea unul consum economic justificat.

c) Legea nr. 31/1990 privind societăţile comerciale, publicată în M.Of. partea I nr.

33/29.01.1998 (cu modificările şi completările ulterioare), completată şi modificată prin legea nr. 516/2006, publicată în M.Of. nr 14/9.01.2006 (care completează Legea nr. 302/2005 privind societăţile comerciale). Dispoziţii generale - În vederea efectuării de acte de comerţ, persoanele fizice şi persoanele juridice se pot

asocia şi pot constitui societăţi comerciale, cu respectarea dispoziţiilor prezentei legi. Societăţile comerciale cu sediul în România sunt persoane juridice române.

- Societăţile comerciale se vor constitui în una dintre următoarele forme: - a) societate în nume colectiv; b) societate în comandită simplă; c) societate pe acţiuni;

d) societate în comandită pe acţiuni şi e) societate cu răspundere limitată. - Obligaţiile sociale sunt garantate cu patrimoniul social. Asociaţii în societatea în nume

colectiv şi asociaţii comanditaţi în societatea în comandită simplă sau în comandită pe acţiuni răspund nelimitat şi solidar pentru obligaţiile sociale. Creditorii societăţii se vor îndrepta mai întâi împotriva acesteia pentru obligaţiile ei şi, numai dacă societatea nu le plăteşte în termen de cel mult 15 zile de la data punerii în întârziere, se vor putea îndrepta împotriva acestor asociaţi. Acţionarii, asociaţii comanditari, precum şi asociaţii în societatea cu răspundere limitată răspund numai până la concurenţa capitalului social subscris.

- Societatea comercială va avea cel puţin doi asociaţi, în afară de cazul când legea prevede altfel.

Dispoziţii finale şi tranzitorii - Societăţile comerciale, organizate în baza Legii nr. 15/1990 privind reorganizarea

unităţilor economice de stat ca regii autonome şi societăţi comerciale, cu modificările ulterioare, privatizate sau care se vor privatiza, pot funcţiona numai pe bază de statut. Modificând, în condiţiile legii, statutul, asociaţii îl pot denumi act constitutiv, fără ca prin aceasta să ia naştere o societate comercială nouă. Societăţile comerciale cu capital integral ori majoritar de stat pot funcţiona cu orice număr de asociaţi.

- Încadrarea salariaţilor la societăţile comerciale se face pe bază de contract individual de muncă, cu respectarea legislaţiei muncii şi asigurărilor sociale.

- Dacă asociatul unic dintr-o societate cu răspundere limitată este şi administrator, poate beneficia de pensie ca la asigurările sociale de stat, în măsura în care a vărsat contribuţia la asigurările sociale şi pe aceea pentru pensia suplimentară.

- Constituirea de societăţi comerciale cu participare străină, în asociere cu persoane juridice sau persoane fizice române, sau cu capital integral străin se efectuează cu respectarea dispoziţiilor prezentei legi şi ale legii privind regimul investiţiilor străine5.

- Activităţile care nu pot face obiectul unei societăţi comerciale se stabilesc prin hotărâre a Guvernului.

- Pentru autentificarea actului constitutiv se vor plăti taxele de timbru şi onorariile notariale legale.

- În sensul prezentei legi, municipiul Bucureşti se asimilează cu judeţul.

http://www.cdep.ro/pls/legis/legis_pck.htp_act?ida=419


Cod 62/2008 CEn I/I


QF 044, ed. 0

- Întreprinderile mici şi asociaţiile cu scop lucrativ, persoane juridice, înfiinţate în baza Decretului-lege nr.54/1990 privind organizarea şi desfăşurarea unor activităţi economice pe baza liberei iniţiative şi reorganizate, până la data de 17 septembrie 1991, într-una dintre formele de societate prevăzute de art. 2 din prezenta lege îşi vor putea continua activitatea. Ele sunt succesoare de drept ale întreprinderilor mici sau ale asociaţiilor cu scop lucrativ din care provin.

- Prevederile din prezenta lege se completează cu dispoziţiile Codului comercial. - Societăţile cu participare străină înfiinţate până la data de 17 decembrie 1990 îşi vor

putea continua activitatea potrivit actului lor de constituire, aprobat în condiţiile legii. - Pe data intrării în vigoare a prezentei legi se abrogă prevederile art. 77-220 şi 236 din

Codul comercial, prevederile referitoare la întreprinderile mici şi la asociaţiile cu scop lucrativ, cu personalitate juridică, din Decretul-lege nr.54/1990 privind organizarea şi desfăşurarea unor activităţi economice pe baza liberei iniţiative, Decretul nr.424/1972 privind constituirea şi funcţionarea societăţilor mixte în România, cu excepţia art. 15, 28 alin. 1, art. 33 şi 35 alin. 2 şi 3, Decretul-lege nr.96/1990 privind unele măsuri pentru atragerea investiţiei de capital străin în România.

d) HG nr. 246/2006 pentru aprobarea Strategiei nationale privind accelerarea dezvoltarii serviciilor comunitare de utilitati publice

e) Legea nr. 51/ 08.03.2006 – a serviciilor comunitare de utilităţi publice, stabileşte

cadrul juridic şi instituţional unitar, obiectivele, competenţele, atribuţiile şi instrumentele specifice necesare înfiinţării, organizării, gestionării, finanţării, exploatării, monitorizări şi controlului funcţionării serviciilor comunitare de utilităţi publice.

Serviciile comunitare de utilităţi publice, sunt definite ca totalitatea activităţilor de utilitate şi interes public general, desfăşurate la nivelul comunelor, oraşelor, municipiilor sau judeţelor sub conducerea, coordonarea şi responsabilitatea autorităţilor administraţiei publice locale, în scopul satisfacerii cerinţelor comunităţilor locale, prin care se asigură următoarele utilităţi: - alimentarea cu apă; - canalizarea şi epurarea apelor uzate; - colectarea, canalizarea şi evacuarea apelor pluviale; - producţia, transportul, distribuţia şi furnizarea de energie termică în sistem centralizat; - salubrizarea localităţilor; - iluminatul public; - administrarea domeniului public şi privat al unităţilor administrativ - teritoriale, precum şi altele asemenea; - transportul public local. Serviciile de utilităţi publice fac parte din sfera serviciilor publice de interes general şi au următoarele particularităţi: - au caracter economico-social; - răspund unor cerinţe şi necesităţi de interes şi utilitate publică; - au caracter tehnico-edilitar; - au caracter permanent şi regim de funcţionare continuu; - regimul de funcţionare poate avea caracteristici de monopol; - presupun existenţa unei infrastructuri tehnico-edilitare adecvate; - aria de acoperire are dimensiuni locale: comunale, orăşeneşti, municipale sau






Cod 62/2008 CEn I/I


QF 044, ed. 0

judeţene; - sunt înfiinţate, organizate şi coordonate de autorităţile administraţiei publice locale; - sunt organizate pe principii economice şi de eficienţă; - pot fi furnizate/prestate de către operatori care sunt organizaţi şi funcţionează fie în baza reglementărilor de drept public, fie în baza reglementărilor de drept privat; - sunt furnizate/prestate pe baza principiului beneficiarul plăteşte; l) recuperarea costurilor de exploatare sau de investiţii se face prin preţuri, tarife sau taxe speciale. Prevederile prezentei legi vizează satisfacerea cât mai completă a cerinţelor utilizatorilor, protejarea intereselor acestora, întărirea coeziunii economico-sociale la nivelul comunităţilor locale, precum şi dezvoltarea durabilă a unităţilor administrativ-teritoriale. Serviciile de utilităţi publice se organizează şi se administrează cu respectarea prevederilor legale în vigoare privind administraţia publică locală, descentralizarea administrativă şi financiară, dezvoltarea regională, finanţele publice locale şi cu respectarea principiului: - autonomiei locale; - descentralizării serviciilor publice; - subsidiarităţii şi proporţionalităţii; - responsabilităţii şi legalităţii; - asocierii intercomunitare; - dezvoltării durabile şi corelării cerinţelor cu resursele; - protecţiei şi conservării mediului natural şi construit; - asigurării igienei şi sănătăţii populaţiei; - administrării eficiente a bunurilor din proprietatea publică sau privată a unităţilor administrativ-teritoriale; - participării şi consultării cetăţenilor; - liberului acces la informaţiile privind serviciile publice.

Gestiunea serviciilor de utilităţi publice reprezintă modalitatea de organizare, funcţionare şi administrare a serviciilor de utilităţi publice în scopul furnizării/prestării acestora în condiţiile stabilite de autorităţile administraţiei publice locale. Operatorii de servicii de utilităţi publice au, în temeiul prezentei legi, aceleaşi drepturi şi obligaţii în raporturile cu autorităţile administraţiei publice locale sau cu utilizatorii, indiferent de modalitatea de gestiune adoptată sau de statutul juridic, forma de organizare, natura capitalului, tipul de proprietate ori ţara de origine din Uniunea Europeană.

Finanţarea cheltuielilor curente pentru furnizarea/prestarea serviciilor de utilităţi publice, precum şi pentru întreţinerea, exploatarea şi funcţionarea sistemelor aferente se realizează pe criterii economice şi comerciale; mijloacele materiale şi financiare necesare desfăşurării activităţilor specifice fiecărui serviciu se asigură prin bugetele de venituri şi cheltuieli ale operatorilor. Finanţarea şi realizarea investiţiilor aferente sistemelor de utilităţi publice se fac cu respectarea legislaţiei în vigoare privind iniţierea, fundamentarea, promovarea şi aprobarea investiţiilor publice, în temeiul următoarelor principii:


Cod 62/2008 CEn I/I


QF 044, ed. 0

- promovarea rentabilităţii şi eficienţei economice; - păstrarea veniturilor realizate din aceste activităţi la nivelul comunităţilor locale şi

utilizarea lor pentru dezvoltarea serviciilor şi a infrastructurii tehnico-edilitare aferente;

- întărirea autonomiei fiscale a unităţilor administrativteritoriale pentru crearea mijloacelor financiare necesare în vederea funcţionării serviciilor; - întărirea autonomiei locale privind contractarea şi garantarea unor împrumuturi

interne sau externe necesare pentru finanţarea infrastructurii tehnico-edilitare aferente serviciilor, în condiţiile legii;

- respectarea legislaţiei în vigoare privind achiziţiile publice; - respectarea dispoziţiilor legale referitoare la calitatea şi disciplina în construcţii, urbanism, amenajarea teritoriului şi protecţia mediului.

f) Legea nr. 325/ 14.07.2006 – a serviciului public de alimentare cu energie termică

Prezenta lege reglementează desfăşurarea activităţilor specifice serviciilor publice de alimentare cu energie termică utilizată pentru încălzire şi prepararea apei calde de consum, respectiv producerea, transportul, distribuţia şi furnizarea energiei termice în sistem centralizat, în condiţii de eficienţă şi la standarde de calitate, în vederea utilizării optime a resurselor de energie şi cu respectarea normelor de protecţie a mediului. Serviciul de alimentare cu energie termică în sistem centralizat face parte din sfera serviciilor comunitare de utilităţi publice şi cuprinde totalitatea activităţilor privind producerea transportul, distribuţia şi furnizarea energiei termice, desfăşurate la nivelul unităţilor administrativ-teritoriale sub conducerea, coordonarea şi responsabilitatea autorităţilor administraţie publice locale sau asociaţiilor de dezvoltare comunitară, după caz, în scopul asigurării energiei termice necesare încălzirii şi preparării apei calde de consum pentru populaţie, instituţii publice, obiective social-culturale şi operatori economici. Principiile prezentei legi sunt următoarele: - utilizarea eficientă a resurselor energetice; - dezvoltarea durabilă a unităţilor administrativ – teritoriale; - diminuarea impactului asupra mediului; - promovarea cogenerării de înaltă eficienţă şi utilizarea surselor noi şi regenerabile de

energie; - reglementarea şi transparenţa tarifelor şi preţurilor energiei termice; - asigurarea accesului nediscriminatoriu al utilizatorilor la reţelele termice şi la

serviciul de alimentare cu energie termică; - „un condominiu – un sistem de încălzire”.

Obiectivele prezentei legi sunt următoarele: - 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


Cod 62/2008 CEn I/I


QF 044, ed. 0

termică; - evidenţierea transparentă a costurilor în stabilirea preţului energiei termice. Dezvoltarea utilizării surselor regenerabile de energie în scopul producerii energiei termice se fundamentează pe baza unor studii tehnico-economice şi, prin hotărâre a Guvernului, la propunerea autorităţilor publice locale sau a Agenţiei Române pentru Conservarea Energiei, se aprobă condiţiile de comercializare şi facilităţile care se pot acorda. Operatorii serviciului public de alimentare cu energie termică au, în principal, următoarele obligaţii: - să respecte prevederile licenţei, caietului de sarcini şi ale contractului de delegare a

gestiunii; - să asigure continuitatea serviciului; - să respecte indicatorii de performanţă, aprobaţi de autorităţile administraţiei publice

locale; - să asigure transparenţă totală în ceea ce priveşte calcularea facturilor pentru serviciile

prestate; - să întocmească anual şi să urmărească bilanţul energiei termice, aferent fiecărei

activităţi prevăzute în licenţă, avizat de autoritatea competentă şi aprobat de autoritatea administraţiei publice locale;

- să solicite desfiinţarea construcţiilor şi a altor obiective amplasate ilegal în zona de protecţie, precum şi a celor care nu respectă distanţele de siguranţă faţă de construcţiile şi instalaţiile proprii aferente activităţilor prevăzute în licenţă;

- să furnizeze autorităţii administraţiei publice locale şi autorităţii naţionale de reglementare competente informaţii privind activităţile prevăzute în licenţă;

- să asigure securitatea serviciului public de alimentare cu energie termică şi a SACET; - să asigure accesul nediscriminatoriu la reţeaua termică pentru toţi utilizatorii

solicitanţi; - să ţină situaţii contabile separate pentru fiecare activitate reglementată specifică

serviciului, conform prevederilor legale; - să asigure stocurile de combustibili şi piese de schimb, în aşa fel încât să respecte

principiul continuităţii serviciului, în orice condiţii; - să elaboreze proceduri/instrucţiuni specifice activităţii proprii, în conformitate cu

prevederile legale.

Această lege a fost adoptată de Parlamentul României, cu respectarea prevederilor articolului 75 şi ale articolului 76 alineatul (1) din Constituţia României, republicată.

g) OG nr. 21/ 30.01.2002 privind gospodărirea localităţilor urbane si rurale adoptată în

temeiul art. 1 pct. IV.1 din Legea nr. 751/2001 privind abilitarea Guvernului de a emite ordonanţe şi publicată în Monitorul Oficial al României, Partea I, nr.86 din 1 februarie 2002, cu unele modificări şi completări. Organizarea, derularea şi participarea la activităţile edilitar-gospodăreşti constituie o obligaţie permanentă a consiliilor judeţene, a consiliilor locale şi a primarilor, a autorităţilor şi instituţiilor publice, a agenţilor economici cu sau fără personalitate juridică, precum şi a cetăţenilor. În aplicarea prevederilor prezentei ordonanţe consiliile judeţene sunt obligate să acorde asistenţă tehnică, sprijin şi îndrumare autorităţilor administraţiei publice locale, în condiţiile legii, pentru:


http://www.cdep.ro/intranet/mof/2002/086.pdf

http://www.cdep.ro/intranet/mof/2002/086.pdf


Cod 62/2008 CEn I/I


QF 044, ed. 0

- amenajarea şi curăţarea, în condiţiile legii, a cursurilor de apă, bălţilor şi malurilor acestora;

- înfiinţarea, organizarea şi asigurarea bunei funcţionări a serviciilor de transport public local de călători, eficiente şi nepoluante;"

Asociaţiile de proprietari vor prelua, potrivit prevederilor legale, unele dintre obligaţiile ce revin cetăţenilor, potrivit prevederilor prezentei ordonanţe, şi vor răspunde pentru realizarea acestora în faţa autorităţilor administraţiei publice locale. Constatarea contravenţiilor şi aplicarea sancţiunilor se fac de persoanele împuternicite de ministrul administraţiei publice, precum şi de persoanele împuternicite de ministrul apelor şi protecţiei mediului.

h) Ordonanţa nr. 36 din 2 august 2006, privind instituirea preţurilor locale de referinţă

pentru energia termică furnizată populaţiei prin sisteme centralizate, publicată în M.O. nr. 692/14 aug. 2006 şi aprobată cu modificări prin Legea 483 din 19 decembrie 2006.

Având în vedere necesitatea eficientizării sistemului centralizat de producere şi distribuţie a energiei termice din perspectiva aderării României la Uniunea Europeană şi a integrării pieţei naţionale de energie în piaţa europeană, având ca obiectiv final reducerea consumului de resurse energetice primare pentru producerea energiei electrice şi termice în condiţiile asigurării creşterii calităţii serviciului de termoficare. Prin prezenta ordonanţă se instituie preţurile locale de referinţă pentru energia termică furnizată populaţiei prin sisteme centralizate, în scopul încălzirii locuinţelor şi a preparării apei calde menajere. Preţurile locale de referinţă pentru fiecare localitate sunt stabilite de autorităţile de reglementare competente, cu avizul ministerelor implicate. Pentru localităţile în care preţul de furnizare pentru energia termică livrată populaţiei prin sisteme centralizate este mic decât 107,5 lei/Gcal, inclusiv TVA, nu se instituie preţuri locale de referinţă. Preţurile locale ale energiei termice facturate populaţiei se aprobă de autorităţile administraţiei publice locale implicate. Autorităţile administraţiei publice locale implicate pot aproba preţuri locale mai mici decât cele prevăzute la art. 2 alin. (1), în condiţiile în care, prin lucrările de modernizare şi retehnologizare sau ca urmare a scăderii costului combustibililor utilizaţi, preţurile energiei termice se reduc sub preţurile locale de referinţă.

i) HOTĂRÂRE nr. 381 din 31 martie 2008 pentru aprobarea programului "Termoficare 2006-2015 căldură şi confort", publicată în M.O. nr.345/ 05.05.2008.

Programul «Termoficare 2006-2015 căldură şi confort» cuprinde două componente: - reabilitarea sistemului centralizat de alimentare cu energietermică; - reabilitarea termică a clădirilor.

http://www.cdep.ro/pls/legis/legis_pck.lista_mof?idp=16078


Cod 62/2008 CEn I/I


QF 044, ed. 0

Pentru punerea în aplicare a programului«Termoficare 2006—2015 căldură şi confort», se înfiinţează Unitatea de management al programului, denumită în continuare UMP—Termoficare 2006—2015 căldură. UMP—Termoficare 2006—2015 confort se constituie în cadrul Ministerului Dezvoltării, Lucrărilor Publice şi Locuinţelor şi este finanţată din bugetul acestui minister. Programul «Termoficare 2006—2015 căldură şi confort» este coordonat de o comisie interministerială, organizată conform Hotărârii Guvernului nr. 750/2005 privind constituirea consiliilor interministeriale permanente, în coordonarea Consiliului interministerial pentru probleme economice, politici fiscale şi comerciale, piaţa internă, competitivitate, mediul de afaceri. Cheltuielile eligibile ale proiectelor depuse în cadrul programului «Termoficare 2006-2015 căldură şi confort», sunt cofinanţate în proporţie de maximum 70% din fonduri provenite de la bugetul de stat, prin bugetul Ministerului Internelor şi Reformei Administrative; criteriile după care sestabilesc procentele de cofinanţare a proiectelor sunt prevăzute în Regulamentul privind aplicarea programului «Termoficare 2006-2015 căldură şi confort».

Programul «Termoficare 2006-2015 căldură şi confort» I. Strategia energetică a României pentru perioada 2007-2020, aprobată prin Hotărârea Guvernului nr. 1.069/2007, prevede pentru energia termică următoarele obiective pe termenscurt: - stabilirea potențialului de cogenerare şi trigenerare-industrial, pentru încălzire, agricol (consum termic şi de frig); - creşterea eficienţei sistemelor de încălzire centralizată şi menţinerea pe această bază a consumului urban de energie termică; - identificarea tuturor resurselor energetice şi primare locale din arealul de cogenerare:

resurse energetice primare fosile; resurse energetice regenerabile;

Strategia naţională privind alimentarea cu energie termică a localităţilor prin sisteme de producere şi distribuţie centralizate evaluează necesarul de investiţii până în anul 2015, pentru sistemele centralizate de încălzire urbană, la circa 340 milioane euro/an (total, circa 2,72 miliarde euro). Conceptul dezvoltării durabile în domeniul alimentării cu energie termică a localităţilor presupune aplicarea unor soluţii tehnice performante capabile să asigure, pe de o parte, condiţii normale de viaţă şi de muncă comunităţilor locale şi satisfacerea nevoilor sociale ale acestora în condiţii de rentabilitate economică şi eficienţă energetică şi, pe de altă parte, conservarea resurselor primare, protecţia şi conservarea mediului, fără a afecta echilibrul ecosferei şi accesul generaţiilor viitoare la resursele energetice primare. Scopul programului de investiţii „Termoficare 2006-2015 căldură şi confort” este reprezentat de eficientizarea sistemelor centralizate de alimentare cu energie termică, având ca obiectiv final reducerea consumului de resurse energetice primare pentru producerea energiei termice cu cel puţin 1 mil.Gcal/an faţă de consumul de resurse energetice primare consumat în anul 2004. II. Programul finanţează investiţiile realizate în: - reabilitarea sistemului centralizat de alimentare cu energietermică:


Cod 62/2008 CEn I/I


QF 044, ed. 0

unitatea/unităţile de producţie a agentului termic; reţeaua de transport al agentului termic primar (apă fierbinte); punctele de termoficare sau modulele termice la nivel de imobil, acolo

unde se justifică economic; reţeaua de distribuţie a apei calde şi a agentului termic de încălzire;

- reabilitarea termică a clădirilor: reţeaua interioară de alimentare a imobilului cu apă caldă şi cu agent

termic de încălzire; contorizarea individuală împreună cu robinetele termostatice; reabilitarea termică a anvelopei clădirilor, respectiv a faţadelor, teraselor şi

a tâmplăriei exterioare.

III. Sistemul centralizat de producere, transport, distribuţie şi furnizare a energiei termice trebuie să respecte următoarelecondiţii obligatorii: - necesarul de energie termică se va asigura astfel:

vârful curbei de consum - prin echipamente producătoare de agent termic de vârf;

consumul din perioada asigurării încălzirii urbane - prin instalaţie în cogenerare, cu o capacitate care să poată prelua variaţii de consum termic de +/- 10% din capacitatea nominală;

consumul aferent asigurării apei calde menajere – prin instalaţie în cogenerare, cu o capacitate care să poată prelua variaţii de consum termic de +/- 10% din capacitatea nominală;

- capacitatea de producţie a unităţii de producţie a agentului termic va fi proiectată pentru consumul actual şi cel previzionat; - randamentul energetic anual al unităţii de producţie de agent termic (energie termică + energie electrică evacuată pentru valorificare)/resurse energetice primare consumate pentru obţinerea energiei termice şi electrice trebuie să fie de cel puţin 80%; - excepţie pot face doar unităţile de producţie care utilizează biomasa ca resursă energetică primară, unde randamentul energetic total trebuie să fie de cel puţin 70%; - reducerea pierderilor tehnologice în reţelele de transport al agentului termic primar şi de distribuţie la valori sub 15%; - creşterea eficienţei energetice a punctelor termice; - utilizarea modulelor termice la nivel de imobil, acolo unde se justifică economic; - contorizarea la nivel de imobil şi la nivel de puncte termice; - reducerea pierderilor de energie termică şi apă din reţelele interioare ale imobilelor; - contorizarea individuală şi montarea robinetelor termostatice la consumatorii finali; - introducerea sistemelor de automatizare şi dispecerizare, astfel încât să poată fi asigurate monitorizarea şi controlul permanent al funcţionării instalaţiilor în parametrii optimi, de la producere până la utilizator.

IV. În vederea evaluării situaţiei şi identificării soluţiei tehnico-economice optime a sistemului de asigurare a energiei termice, fiecare autoritate a administraţiei publice locale elaborează Strategia de alimentare cu energie termică, aprobată prin hotărâre a consiliului local/judeţean, precum şi studii de fezabilitate necesare investiţiilor. La elaborarea strategiilor de alimentare cu energie termică se au în vedere şi următoarele considerente privind resursele regenerabile şi protecţia mediului: - utilizarea tuturor tipurilor de resurse de energie, cum ar fi: biomasa, deşeurile


Cod 62/2008 CEn I/I


QF 044, ed. 0

biodegradabile, incinerarea şi coincinerarea deşeurilor; - reducerea poluării, cu posibilitatea controlului reducerii noxelor/emisiilor, eliminarea depozitării lichide a zgurii şi cenuşii rezultate din arderea cărbunilor şi reducerea suprafeţelor de depozitare a deşeurilor rezultate prin arderea combustibililor fosili (cărbune), prin utilizarea celor mai bune tehnici disponibile (BAT) pentru producerea energiei; - potenţialul energetic rezultat din proiectele de extragere a biogazului care rezultă din depozitele municipale existente. Prin Strategia de alimentare cu energie termică se stabilesc următoarele: consumul real de energie termică, necesarul de surse de producere, cu stabilirea investiţiilor noi ce trebuie făcute pentru consumul în bandă, soluţii pentru acoperirea restului de consum, menţinerea instalaţiilor existente şi lucrările ce se vor efectua pentru încadrarea în normele de mediu, precum şi retragerea instalaţiilor din exploatare şi casarea acestora. Strategiile locale de alimentare cu energie termică vor ţine cont de obiectivele şi măsurile Planului naţional de dezvoltare 2007-2013, ale programelor operaţionale sectoriale relevante şi ale Programului operaţional regional. Ministerul Economiei şi Finanţelor va realiza, prin planurile sectoriale, Strategia privind asigurarea resurselor energetice primare disponibile regional, în paralel cu strategiile de alimentare cu energie termică. Soluţiile propuse în strategii trebuie:

să respecte legislaţia de mediu; să se încadreze în Strategia energetică a României pentru perioada 2007-2020; să fie eficiente energetic şi economic; să permită administrarea în condiţii de autonomie locală.

V. Condiţii de eligibilitate ale programului „Termoficare 2006-2015 căldură şi confort”, componenta „Reabilitarea sistemului centralizat de alimentare cu energie termică”: - beneficiarii sunt autorităţi ale administraţiei publice locale care au în proprietate

sisteme centralizate de alimentare cu energie termică; - se finanţează lucrări de reabilitare şi modernizare a sistemelor centralizate de

alimentare cu energie termică; - beneficiarii trebuie să facă dovada contribuţiei proprii la costurile totale ale

proiectului; - din proiect să rezulte că prin investiţiile realizate sistemul de alimentare cu energie

termică atinge condiţiile tehnice; - proiectele să aibă la bază strategiile de alimentare cu energie termică; - proiectele se implementează în perioada 2008-2015.

Pentru componenta „Reabilitarea termică a clădirilor”, finanţarea programului „Termoficare 2006-2015 căldură şi confort” se realizează pe o perioadă de 8 ani, iar fondurile alocate de la bugetul de stat, în sumă totală de 200 milioane lei. UMP - Termoficare 2006-2015 căldură și UMP - Termoficare 2006-2015 confort vor elabora în termen de 60 de zile de la înfiinţare regulamentele privind aplicarea programului „Termoficare 2006-2015 căldură şi confort”, care vor cuprinde „Ghidul pentru accesarea fondurilor destinate realizări iprogramului”. Prin ghiduri se va realiza corelarea dintre cele două componente, astfel încât să se cofinanţeze reabilitarea termică a blocurilor de locuinţe-condominii racordate la sistemele centralizate de încălzire.


Cod 62/2008 CEn I/I


QF 044, ed. 0

Consiliile locale vor îndeplini obligaţiile ce le revin în realizarea investiţiilor, conform procedurilor care vor fi stabilite prin regulamentele de implementare şi monitorizare a programului „Termoficare 2006-2015 căldură şi confort”.

j) HG nr. 443/2003 privind promovarea producţiei de energie din surse regenerabile. k) HG nr. 882/2004 - pentru aprobarea Strategiei naţionale privind alimentarea cu

energie termică a localităţilor prin sisteme de producere şi distribuţie centralizate. l) HG nr. 647/2001 privind aprobarea Strategiei naţionale de dezvoltare energetică a

României pe termen mediu - 2001-2004, publicata în M.O.nr. 444/07.08.2001.

Strategia naţională de dezvoltare energetică a României pe termen mediu 2001-2004 ţine seama de evoluţia sectorului energetic al Uniunii Europene, precum şi de evoluţiile recente din Sistemul Energetic Naţional (SEN). Obiectivul său principal îl constituie crearea unei pieţe eficiente de energie, a cărei dezvoltare să fie realizată în mod durabil, în condiţii de înaltă calitate şi siguranţă a alimentarii cu energie, cu respectarea standardelor Uniunii Europene de utilizare eficientă a energiei şi de protecţie a mediului. Strategia energetică urmăreşte trei direcţii principale de acţiune: - deblocarea financiară a sectorului energetic; - demararea privatizării în subsectorul de distribuţie şi apoi în cel de producere a

energiei electrice; - asigurarea funcţionarii şi dezvoltării durabile pe termen mediu a sectorului energetic,

prin stimularea investiţiilor noi.

m) HG nr. 410/2007 pentru aprobarea Regulamentului de organizare şi funcţionare al Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei, publicată în M.O. nr. 337/ 18 mai 2007.

n) HG nr. 890/2003 privind aprobarea Foii de parcurs din domeniul energetic din

România, publicată în M.O nr. 581/14.08.2003 şi în M.O nr. 581bis/14.08.2003. „Articol unic: se aproba "Foaia de parcurs din domeniul energetic din Romania", prevazuta in anexa*) care face parte integranta din prezenta hotarare. *) Anexa se publica ulterior in M.O. 581 bis.”

o) HG nr. 1254 din 18 octombrie 2005 privind stabilirea preţului naţional de referinţă pentru energia termică furnizată populaţiei prin sisteme centralizate, în scopul încălzirii locuinţelor şi preparării apei calde, publicată în M.O. nr. 938/ 20.10.2005. Prin Hotărârea Guvernului nr.1155/2004, preţul naţional de referinţă pentru energia termică furnizată populaţiei prin sisteme centralizate, în scopul încălzirii locuinţelor şi preparării apei calde, s-a stabilit la 896.000 lei/Gcal, inclusiv TVA. Conform prevederilor din Ordonanţa de urgenţă a Guvernului nr.162/1999 privind instituirea preţului naţional de referinţă pentru energia termică furnizată populaţiei prin sisteme centralizate, precum şi pentru acordarea de ajutoare băneşti pentru categoriile defavorizate ale populatiei, aprobată cu modificări prin Legea nr.328/2002, cu modificările ulterioare, preţul naţional de referinţă pentru energia termică se stabileşte


Cod 62/2008 CEn I/I


QF 044, ed. 0

prin hotărâre a Guvernului, la propunerea Autorităţii Naţionale de Reglementare în domeniul Energiei. Având în vedere angajamentele asumate de Guvernul României cu Fondul Monetar Internaţional şi ţinând cont de faptul că preţul gazului a fost majorat succesiv, se impune ajustarea preţului naţional de referinţă pentru energia termică furnizată populaţiei prin sisteme centralizate. Ca urmare, preţul naţional de referinţă pentru energia termică, furnizată populaţiei prin sisteme centralizate în scopul încălzirii locuinţelor şi preparării apei calde, propus spre aprobare, este de 107,50 lei (RON)/Gcal, inclusiv TVA. Faţă de cele de mai sus, a fost promovată Hotărârea Guvernului privind stabilirea preţului naţional de referinţă pentru energia termică furnizată populaţiei prin sisteme centralizate, în scopul încălzirii locuinţelor şi al preparării apei calde. Proiectul de act normativ a fost avizat favorabil de Consiliul Legislativ, prin avizul nr.1364/06.10.2005.

p) HG nr. 644/2005 privind majorarea gradului de deschidere a pieţei de energie

electrică, publicată în M. O. nr. 684/ 29.07.2005. Prezenta hotărâre abrogă art. 1-3 din HG 1823/2004 şi modifică HG 890/2003.

Începând cu luna iulie 2005, toţi consumatorii de energie electrică, cu excepţia consumatorilor casnici şi acelor asimilaţi acestora, stabiliţi conform prevederilor HG nr. 1007/2004 pentru aprobarea Regulamentului de furnizare a energiei electrice la consumatori, sunt declaraţi drept consumatori eligibili de energie electrică

Licenţele acordate de ANRE rămân valabile până la modificarea/retragerea lor de către ANRSC. Preţurile/tarifele aprobate prin decizie/ordin al preşedintelui ANRE rămân valabile până la aprobarea, prin decizie /ordin al preşedintelui ANRSC a unor preţuri/ tarife noi.

q) OUG nr. 174/2002 privind instituirea măsurilor speciale pentru reabilitarea termică a unor clădiri de locuit multietajate (publicată în Monitorul Oficial Partea I, nr. 890/09.12.2002), aprobată cu completări şi modificări de Legea nr. 211/2003 (publicată în Monitorul Oficial Partea I, nr. 351/22.05.2003), modificată prin Legea 260/2006 (publicată în Monitorul Oficial Partea I, nr. 575/04.07.2006).

r) Norma Metodologică de aplicare a Ordonanţei de urgenţă a Guvernului nr.

174/2002 privind instituirea măsurilor speciale pentru reabilitarea termică a unor clădiri de locuit multietajate, publicată în Monitorul Oficial Partea I, nr. 1008 din 19.12.2006.

s) Normativele NP 047 2000, NP 048 –2000, SC 007 – 02 privind auditul şi expertiza

termică şi energetică a clădirilor, soluţii pentru reabilitarea termo-higro-energetice a anvelopei clădirilor de locuit.

t) Legea nr. 337/2006 şi OUG nr. 34/2006 privind atribuirea contractelor de achiziţie


Cod 62/2008 CEn I/I


QF 044, ed. 0

publică, a contractelor de concesiune de lucrări publice şi a contractelor de concesiune de servicii.

5.2. Legislaţia primară şi secundară din România referitoare la utilizarea resurselor energetice regenerabile Legislaţia primară din România referitoare la utilizarea resurselor energetice

regenerabile:

a) Legea energiei electrice nr. 13/2007, publicată în M.O. partea I nr. 51/23.01.2007 care abrogă legea 318/2003 a energiei electrice, publicată în M.Of. partea I nr. 511/16.07.2003. Domeniul de reglementare:

- Prezenta lege stabileşte cadrul de reglementare pentru desfăşurarea activităţilor in sectorul energiei electrice şi al energiei termice produse in cogenerare, in vederea utilizării optime a resurselor primare de energie in condiţiile de accesabilitate, disponibilitate şi suportabilitate şi cu respectarea normelor de siguranţă, calitate şi protecţie a medului.

- Nu se supun dispoziţiilor prezentei legi: acumulatoarele electrice, grupurile electrogene mobile, instalaţiile electrice amplasate pe vehicule de orice fel;

sursele staţionare de energie electrică in curent continuu; instalaţiile energetice amplasate in marea teritorială, care nu sunt racordate la reţeaua electrică.

Obiectivele legii: - Activităţile in domeniul energiei electrice şi al energiei termice produse in

cogenerare trebuie să se desfăşoare pentru realizarea următoarelor obiective de bază:

asigurarea dezvoltării durabile a economiei naţionale; diversificarea bazei de resurse energetice primare; crearea şi asigurarea funcţionării pieţelor concurenţi ale de energie electrică; asigurarea accesului nediscriminatoriu şi reglementat al tuturor participanţilor la piaţa de energie electrică şi la reţelele electrice de interes public;

transparenţa tarifelor, preţurilor şl taxelor la energie electrică in cadrul unei politici de tarifare, urmărind creşterea eficienţei energetice pe ciclul de producere, transport distribuţie şi utilizare a energiei electrice;

constituirea stocurilor de siguranţă la combustibilă necesari pentru producerea energiei electrice, precum şi a energiei termice produse in cogenerare;

asigurarea funcţionării interconectate a Sistemului electroenergetic naţional cu sistemele electroenergetice ale ţărilor vecine şi cu sistemele electroenergetice din Uniunea pentru Coordonarea Transportului Energiei Electrice (UCTE);

promovarea uflizări surselor noi şi regenerabile de energie: asigurarea protecţiei mediului la nivel local şi global, in concordanţă cu reglementările legale in vigoare;

asigurarea măsurilor de securitate in vederea preveniri si combaterii actelor de terorism şi sabotaj asupra infrastructuri Sistemului electroenergetic naţional;

asigurarea siguranţei in funcţionare a Sistemului eiectroenergetic naţional; asigurarea siguranţei in alimentarea cu energie electrică a consumatorilor; promovarea producţiei de energie electrică realizată in sisteme de cogenerare de


Cod 62/2008 CEn I/I


QF 044, ed. 0

înaltă eficienţă, asociată energiei termice livrate pentru acoperirea unul consum economic justificat.

b) HG nr. 1535/2003 privind aprobarea Strategiei de valorificare a surselor regenerabile de energie, publicată în M.O. partea I nr. 8/07.01.2004, strategie care să dea viaţă „obiectivului naţional”. După ce face inventarul potenţialului surselor regenerabile de energie ale ţării, hotărârea stabileşte obiectivele strategice, căile şi acţiunile de promovare a surselor regenerabile. Obiectivele generale ale Strategiei de valorificare a resurselor regenerabile de

energie constau în: Integrarea surselor regenerabile de energie în structura sistemului energetic naţional;

Diminuarea barierelor tehnico-funcţionale şi psiho-sociale în procesul de valorificare a resurselor regenerabile de energie, simultan cu identificarea elementelor de cost şi eficienţă economică;

Promovarea investiţiilor private şi crearea condiţiilor pentru facilitarea accesului capitalului străin, piaţa resurselor regenerabile de energie;

Asigurarea independenţei consumului de energie al economiei naţionale; Asigurarea, după caz, a alimentării cu energie a comunităţilor izolate prin valorificarea potenţialului surselor regenerabile locale;

Crearea condiţiilor de participare a României la piaţa europeană de „Certificate verzi” pentru energie din surse regenerabile.

Căi de valorificare a surselor regenerabile de energie din România:

Transferul de tehnologii neconvenţionale de la firme cu tradiţie şi experienţă în domeniu, cu norme de aplicare, atestare şi certificare conform standardelor internaţionale în vigoare;

Elaborarea şi implementarea cadrului legislativ, instituţional şi organizatoric adecvat;

Atragerea sectorului privat şi public la finanţarea, managementul şi exploatarea în condiţii de eficienţă a tehnologiilor energetice moderne;

Identificarea de surse de finanţare pentru susţinerea şi dezvoltarea aplicaţiilor de valorificarea surselor regenerabile de energie;

Stimularea constituirii de societăţi tip joint-venture, specializate în valorificarea surselor regenerabile de energie;

Elaborarea de programe de cercetare-dezvoltare orientate în direcţia accelerării procesului de integrare a surselor regenerabile de energie în sistemul energetic naţional.

Obiective şi acţiuni de promovare a surselor regenerabile de energie:

Punerea în funcţiune de capacităţi noi de producere de energie din surse regenerabile cu o putere instalată totală de circa 441,5 MW (energie electrică), respectiv 3274,64 mii tep (energie termică), în perioada 2003 – 2010; 2011 – 2015 se prevede instalarea unei puteri totale de 789,0 MW (energie electrică), respectiv 3527,7 mii tep (energie termică);

Valorificarea surselor regenerabile va asigura, până în anul 2010, reducerea importurilor de resurse energetice primare cu un echivalent de 19,65 TWh (energie electrică), respectiv 3274,64 mii tep (energie termică). Până în anul 2015 se estimează obţinerea unei cantităţi totale de energie de circa 23,37 TWh (energie electrică), respectiv 3527,7 mii tep (energie termică). Considerând ca


Cod 62/2008 CEn I/I


QF 044, ed. 0

valoarea de referinţă consumul brut actualizat pentru anul 2010, rezultă că ponderea surselor regenerabile de energie în producţia de energie electrică va fi de circa 30,0 % în anul 2010, respectiv 30,4 % în anul 2015.

Până în anul 2010 se vor construi capacităţi noi de exploatare a surselor regenerabile, cu o putere electrică totală de 441,5 MW, respectiv 789,0 MW până la sfârşitul anului 2015.

La nivelul anului 2010, contribuţia resurselor regenerabile va conduce la diminuarea importului de resurse energetice primare cu un echivalent de 4964,50 mii tep (11,00%), iar în anul 2015 se prognozează o economie de 5537,20 mii tep (11,20%);

Deschiderea unor obiective noi de investiţii în diferite zone ale ţării va conduce la creşterea gradului de ocupare a forţei de muncă simultan cu diversificarea ofertei pe piaţa muncii;

În activităţile de dezvoltare durabilă pe termen mediu şi lung se va asigura o diversificare a mediului de afaceri, prin atragerea de societăţi comerciale cu capital privat (autohtone şi străine), respectiv autorităţile publice centrale şi locale;

Implementarea proiectelor de investiţii va oferi posibilitatea introducerii în fabricaţie, transferul şi comercializarea de produse şi tehnologii moderne în domeniul surselor regenerabile;

Punerea în valoare a surselor energetice regenerabile locale va conduce la diminuarea emisiilor de noxe rezultate din procesul de combustie al resurselor fosile şi conservarea unui nivel de calitate superioară a mediului înconjurător.

c) HG nr. 443/2003 privind promovarea producţiei de energie electrică din surse

regenerabile de energie, publicată în M.O., Partea I nr. 288/24.04.2003, stabileşte cadrul legal necesar promovării programului de creştere a contribuţiei surselor regenerabile de energie la producţia de energie electrică, avându-se în vedere actualul potenţial de exploatare a acestor surse de energie.

d) HG nr. 1429/2004 pentru aprobarea Regulamentului de certificare a originii energiei electrice produse din surse regenerabile de energie, publicată în M.O., Partea I nr. 843/15.09.2004.

e) HG nr. 1892/2004 pentru stabilirea sistemului de promovare a producerii energiei electrice din surse regenerabile de energie, publicată în M.O. Partea I nr. 1056/15.11.2004.

f) HG nr. 958/2005 pentru modificarea HG nr. 443/2003 privind promovarea producţiei de energie electrică din surse regenerabile de energie şi pentru modificarea şi completarea HG nr. 1892/2004 pentru stabilirea sistemului de promovare a producerii energiei electrice din surse regenerabile de energie, publicată în M.O. Partea I nr. 809/06.09.2005.

g) Legea nr. 220/2008 pentru stabilirea sistemului de promovare a producerii energiei din surse regenerabile de energie, publicată în M.O. Partea I nr. 743/ 03.11.2008. Domeniul de reglementare:

- Prezenta lege creează cadrul legal necesar extinderii utilizării surselor regenerabile


Cod 62/2008 CEn I/I


QF 044, ed. 0

de energie, prin: reducerea costurilor de producţie, transport şi distribuţie a energiei produse din surse regenerabile de energie, comparativ cu utilizarea combustibililor clasici, fosili şi, implicit, reducerea facturii energetice a diferitelor categorii de consumatori;

atragerea în balanţa energetică naţională a resurselor regenerabile de energie, necesare creşterii securităţii în alimentarea cu energie şi reducerii importurilor de resurse primare de energie;

stimularea dezvoltării durabile la nivel local şi regional şi crearea de noi locuri de muncă aferente proceselor de valorificare a surselor regenerabile de energie;

reducerea poluării mediului prin diminuarea producerii de emisii poluante şi gaze cu efect de seră;

asigurarea cofinanţării necesare în atragerea unor surse financiare externe, destinate promovării surselor regenerabile de energie;

Pentru promovarea producerii energiei electrice din surse regenerabile de energie se

aplică sistemul cotelor obligatorii, combinat cu tranzacţionarea certificatelor verzi sau prin sistemul „de preţ fix“.

h) HG 750/2008 pentru aprobarea Schemei de ajutor de stat regional privind

valorificarea resurselor regenerabile de energie, publicată în MO Partea I nr. 543/18.07.2008. Legislaţia secundară din România referitoare la utilizarea resurselor energetice

regenerabile:

a) Ordinul ANRE nr. 23/2004 privind Procedura de supraveghere a emiterii garanţiilor de origine pentru energia electrică produsă din surse regenerabile;

b) Ordinul ANRE nr. 45/2005 privind Procedura de alocare a sumelor de bani rezultate din neîndeplinirea de către furnizorii de energie electrică a cotelor obligatorii de achiziţie de certificate verzi;

c) Ordinul ANRE nr. 46/2005 privind Aprobarea modificării cotei obligatorii de achiziţie de certificate verzi de către furnizorii de energie electrică, pentru anul 2005;

d) Ordinul ANRE nr. 52/2005 pentru Stabilirea tarifului de achiziţie a energiei electrice de la producătorii hidroelectrici care nu deţin contracte de portofoliu şi la cea vândută de producătorii care beneficiază, potrivit legii, de sistemul de promovare a energiei produse din surse regenerabile;

e) Ordinul ANRE nr. 22/2006 privind Regulamentul de organizare şi funcţionare a pieţei de certificate verzi;

f) Ordinul ANRE nr. 37/2006 privind Aprobarea modificării cotei obligatorii de achiziţie de certificate verzi de către furnizorii de energie electrică pentru anul 2006;

g) Ordinul ANRE nr. 38/2006 privind Procedura pentru monitorizarea pieţei de certificate verzi;

h) Ordinul ANRE nr. 39/2006 privind Regulamentul pentru calificarea producţiei prioritare de energie electrică din surse regenerabile de energie;


Cod 62/2008 CEn I/I


QF 044, ed. 0

5.3. Reglementările autorităţilor din domeniul energiei, gazelor şi serviciilor comunale (ANRE, ANRGN, ANRSC)

HG nr. 102/2004 pentru aprobarea Strategiei de accelerare a atragerii de investiţii şi privatizării în sectorul de producere a energiei termoelectrice, publicată în M.O., Partea I, nr. 139/17.02.2004. Obiective generale Procesul de atragere de investiţii şi de privatizare a agenţilor economici din portofoliul Ministerului Economiei şi Comerţului - Oficiul Participaţiilor Statului şi Privatizării în Industrie este abordat ţinându-se seama, în principal, de necesitatea realizării programelor de investiţii şi reabilitare, precum şi a programelor de conformare la obligaţiile de mediu care să asigure crearea unor structuri competitive în contextul sistemului energetic naţional şi în context regional. Programul de restructurare şi de atragere de investiţii în sectorul producerii de energie electrică urmăreşte reabilitarea şi modernizarea capacităţilor existente şi/sau realizarea de noi capacităţi pe baza studiilor de fezabilitate, în condiţii de eficientizare a producţiei şi asigurare a protecţiei mediului înconjurător. Obiectivele principale care au stat la baza prezentei strategii sunt: - necesităţile de investiţii şi reabilitare urgente, necesare susţinerii sectorului

termoenergetic din România, care asigură aproximativ 60% din consumul de energie electrică;

- necesitatea îmbunătăţirii prin investiţii a performanţelor tehnice (randamente, consumuri) şi a siguranţei în exploatare prin realizarea unor structuri competitive în contextul integrării sistemului energetic naţional în cel regional şi european;

- necesitatea îndeplinirii obligaţiilor de mediu la nivelul normativelor europene, în aşa fel încât grupurile de generare în funcţiune, bazate pe materii prime fosile, să îndeplinească cerinţele de mediu până în anul 2012, iar grupurile noi să fie realizate cu tehnologii de mediu la nivelul cerinţelor europene;

- necesitatea accelerării investiţiilor private în sectorul de producţie a energiei termoelectrice, în conformitate cu angajamentele internaţionale asumate, într-un climat de competitivitate ridicată, într-o piaţă energetică în curs de deschidere şi liberalizare.

HG nr. 553 din 6 iunie 2007, publicată în M.O., Partea I, nr. 404/15.06.2007, prevede

modificarea şi completarea Regulamentului pentru acordarea licenţelor şi autorizaţiilor în sectorul energiei electrice, aprobat prin HG nr. 540/2004.

Având în vedere dispoziţiile Legii nr.13/2007, cu modificările şi completările ulterioare, a rezultat că este oportun ca Regulamentul existent să se modifice, potrivit cadrului legal în vigoare, prin hotărâre a Guvernului, pentru: - a menţine, prin continuitate, o tratare similară a solicitanţilor de autorizaţii şi/sau licenţe, în raport cu cei care s-au aflat anterior în această calitate; - a permite respectarea obiectivului şi termenului precizat în Legea nr.13/2007, cu modificările şi completările ulterioare. Schimbări preconizate A.N.R.E. a redactat prezenta hotărâre a Guvernului privind modificarea şi completarea Regulamentului pentru acordarea licenţelor şi autorizaţiilor în sectorul energiei electrice, aprobat prin Hotărârea Guvernului nr.540/2004 şi modificat prin


Cod 62/2008 CEn I/I


QF 044, ed. 0

Hotărârea Guvernului nr.1823/2004. Prin proiectul care se supune aprobării, se propun, în principal, următoarele modificări şi completări la Regulamentul în vigoarea: - extinderea acordării de autorizaţii de înfiinţare, pentru lucrările de realizare sau de retehnologizare de capacităţi de producere a energiei electrice/electrice şi termice în cogenerare, în domeniul capacităţilor cu puterea electrică instalată de la 1 până la 10 MW; - creşterea nivelului valoric al resurselor financiare, pentru care solicitantul unei licenţe pentru furnizarea de energie electrică trebuie să facă dovada disponibilităţii, de la echivalentul a 100.000 euro, la echivalentul a 500.000 euro, luând în considerare maturizarea pieţei concurenţiale de energie electrică şi exigenţele privind viabilitatea participanţilor la această piaţă; - includerea nivelului valoric al resurselor financiare, în echivalentul a cel puţin 500.000 euro, pentru care solicitantul unei licenţe pentru activitatea de operator al unei/unor pieţe centralizate de energie electrică trebuie să facă dovada disponibilităţii; - simplificarea procedurii de acordare a licenţelor pentru exploatarea capacităţilor energetice deţinute de către micii producători; - stabilirea modalităţii de obţinere a prelungirii/extinderii duratei de valabilitate a licenţelor; - includerea unor prevederi de natură a permite luarea în evidenţa A.N.R.E. a unor titulari de licenţă de furnizare din alte ţări şi a accepta ca aceştia să desfăşoare activitatea respectivă în România, în condiţiile existenţei unor acorduri interstatale privind recunoaşterea mutuală a licenţelor de acest tip, având în vedere calitatea de membru al Uniunii Europene a statului nostru. Prezentul act normativ contribuie la întărirea mediului de afaceri, inclusiv prin creşterea exigenţei cu privire la viabilitatea financiară a operatorilor economici cărora li se pot acorda licenţe pentru furnizarea de energie electrică, în scopul de a asigura, şi pe această cale, o protecţie pentru consumatorii care pot deveni clienţi ai operatorilor economici respectivi. Prezentul act normativ nu are impact social. Prezentul act normativ nu are impact asupra mediului înconjurător. Prezentul act normativ nu are impact asupra bugetului general consolidat. Prezentul act normativ nu include dispoziţii prin care să se abroge alte acte normative. Prezentul act normativ respectă standardele europene în ceea ce priveşte elaborarea actelor normative la nivelul Uniunii Europene. Prezentul act normativ nu transpune şi nici nu implementează un act comunitar. De asemenea, proiectul de act normativ nu încalcă prevederile legislaţiei comunitare. Fundamentarea alegerii organizaţiilor cu care a avut loc consultarea precum şi a modului în care activitatea acestor organizaţii este legată de obiectul proiectului de act normativ. Alegerea organizaţiilor cu care a avut loc consultarea s-a făcut luând în considerare dispoziţiile Legii energiei electrice nr.13/2007, cu privire la autorităţi şi competenţe, precum şi interesul manifestat de operatorii economici din sectorul şi piaţa energiei electrice pentru regimul autorizării, care este stabilit de această lege şi procedura prin Regulamentul obiect al prezentului act normativ.


Cod 62/2008 CEn I/I


QF 044, ed. 0

HG nr. 410 din 4 mai 2007 pentru aprobarea Regulamentului de organizare şi funcţionare al Autorităţii Naţionale de Reglementare în domeniul Energiei, publicată în M.O. nr. 337 din 18.05.2007, stabileşte structura organizatorică a ANRE, principalele atribuţii şi competenţe ale preşedintelui şi vicepreşedintelui ANRE, domeniile de activitate specifice departamentelor din cadrul ANRE, precum şi modul de activitate al Comitetului de Reglementare al ANRE, Consiliului Consultativ al ANRE şi Comitetului de arbitraj.

5.4. Legislaţia română în domeniul protecţiei mediului, specifică domeniului energetic

OUG nr. 195 din 22 decembrie 2005, privind protecţia mediului,publicată în M.O. 1196/ 30 decembrie 2005 rectificată şi modicată ulterior prin Legea nr. 265/2006, OUG nr. 57/2007 şi OUG nr. 114/2007.

Obiectul prezentei ordonanţe de urgenţă îl constituie reglementarea protecţiei mediului, obiectiv de interes public major, pe baza principiilor şi elementelor strategice care conduc la dezvoltarea durabilă a societăţii. Principiile si elementele strategice ce stau la baza prezentei legi, in scopul asigurării unei dezvoltări durabile, sunt: - principiul precauţiei in luarea deciziei; - principiul prevenirii riscurilor ecologice si a producerii daunelor; - principiul conservării biodiversităţii si a ecosistemelor specifice cadrului biogeografic

natural; - principiul "poluatorul plăteşte"; - înlăturarea cu prioritate a poluanţilor care periclitează nemijlocit şi grav sănătatea

oamenilor; - crearea sistemului naţional de monitorizare integrata a mediului; - utilizarea durabila; - menţinerea, ameliorarea calităţii mediului şi reconstrucţia zonelor deteriorate; - crearea unui cadru de participare a organizaţiilor neguvernamentale şi a populaţiei la

elaborarea si aplicarea deciziilor; - dezvoltarea colaborării internaţionale pentru asigurarea calităţii mediului.

Hotărârea de Guvern 448/19 mai 2005 privind deşeurile de echipamente electrice şi electronice, publicată în Monitorul Oficial nr. 491/10 iunie 2005.

Hotărârea de Guvern nr.459/2005 privind reorganizarea şi funcţionarea Agenţiei Naţionale pentru Protecţia Mediului, publicata în MO nr. 462/31.05.2005

Legea nr. 655/2001 (transpune Directiva nr. 96/62/CEE) pentru aprobarea Ordonanţei de Urgenţă a Guvernului nr. 243/2000 privind protecţia atmosferei, publicată în Monitorul Oficial nr. 773/04.12.2001

Legea nr.84/2006 pentru aprobarea si completarea Ordonanţei de Urgenta nr. 152/2005 privind prevenirea, reducerea si controlul integrat al poluării, publicată în M.O. nr. 1078/30.11.2005 (abrogă Legea nr. 645/2002 privind prevenirea, reducerea si controlul integrat al poluării - pentru aprobarea Ordonanţei de Urgenta a Guvernului nr. 34/2002, publicata în M.O. nr. 901/12.12.2002)


Cod 62/2008 CEn I/I


QF 044, ed. 0

Legea nr. 14/1997 – Tratatul Cartea Energiei

Tratatul Cartea Energiei Scopul tratatului - stabileşte cadrul juridic pentru promovarea cooperării pe termen lung în sectorul energetic, bazată pe complementarităţi şi avantaje reciproce, în conformitate cu obiectivele şi principiile Cartei. Aspecte legate de mediu - să minimizeze, de o manieră eficientă din punct de vedere economic, impactul negativ asupra mediului care are loc în interiorul sau în afara ariei sale, pentru toate activităţile din cadrul ciclului energetic din aria sa, luând măsurile de securitate necesare: îmbunătăţirea eficienţei energetice, dezvoltarea şi folosirea surselor de energie

regenerabile, promovarea folosirii combustibililor curaţi şi vor folosi tehnologii şi mijloace tehnologice care reduc poluarea;

culegerea şi diseminarea informaţiilor privind politicile energetice cu efecte benefice asupra mediului şi eficiente din punct de vedere economic şi cu privire la practicile şi tehnologiile eficiente din punct de vedere al costurilor;

conştientizarea opiniei publice privind acţiunile cu impact asupra mediului din sistemul energetic, în scopul prevenirii sau al reducerii impactului negativ asupra mediului, şi costurile legate de diferitele măsuri de prevenire şi reducere;

Protocol cartei energiei privind eficienta energetica si aspecte legate de mediu – Lisabona - 17 dec.1994. Scopul - defineşte principiile politicii pentru promovarea eficienţei energetice ca o sursă importantă de energie şi pentru reducerea, în consecinţă, a impactului negativ al sistemelor energetice asupra mediului. Mai mult, el oferă direcţii privind dezvoltarea programelor de eficienţă energetică, indică domenii de cooperare şi oferă un cadru pentru dezvoltarea de acţiuni coordonate şi de cooperare. Aceste acţiuni pot include prospectarea, explorarea, producerea, conversia, stocarea, transportul, distribuţia şi consumul de energie şi pot să se refere la orice sector economic. Obiective - - promovarea politicilor de eficienţă energetică, compatibile cu o dezvoltare durabilă; - crearea condiţiilor - cadru care să-i determine pe producători şi pe consumatori să

utilizeze energia cât mai economic posibil, eficient şi benefic pentru mediu, în special prin organizarea pieţelor de energie eficiente şi printr-o reflectare cât mai mare a costurilor şi beneficiilor legate de mediu; şi - încurajarea cooperării în domeniul eficienţei energetice

Principii de bază - politici de eficienţă energetică şi cadrul legislativ adecvat de reglementare care promovează: - funcţionarea eficientă a mecanismelor de piaţă, inclusiv formarea preţurilor după

criterii de piaţă şi o mai mare reflectare a costurilor şi beneficiilor legate de mediu; - reducerea barierelor în calea eficienţei energetice, stimulând astfel investiţiile; - mecanisme pentru finanţarea iniţiativelor în domeniul eficienţei energetice; - educarea şi conştientizarea; - diseminarea şi transferul de tehnologii; - transparenţa cadrului legislativ şi de reglementare. Carta Europeană a Energiei - Haga 1991 Tratatul de constituire a Comunităţii Energiei - Atena 2005


Cod 62/2008 CEn I/I


QF 044, ed. 0

Semnat intre Comunitatea Europeana ,pe de o parte ;i un număr de state europene - printre care şi România, precum si Misiunea de Administrare Interimara a Naţiunilor Unite in Kosovo, pe de alta parte: - se pun bazele unei pieţe interne integrate de energie intre părţi. - propune sa promoveze furnizarea de electricitate si gaz la un nivel ridicat pentru cetăţeni

Legea nr.271/2003 - Hotărâre nr. 1856 din 22/12/200 privind plafoanele naţionale de emisie pentru anumiţi poluanţi atmosferici Protocolul Convenţiei din 1979 asupra poluării atmosferice transfrontiere pe distanţe lungi, referitor la poluanţii organici persistenţi, adoptat la Aarhus la 24 iunie 1998 Protocolul Convenţiei din 1979 asupra poluării atmosferice transfrontiere pe distanţe lungi, referitor la metale grele, adoptat la Aarhus la 24 iunie 1998 Protocolul Convenţiei din 1979 asupra poluării atmosferice transfrontiere pe distanţe lungi, referitor la reducerea acidifierii, eutrofizării şi nivelului de ozon troposferic, adoptat la Gothenburg la 1 decembrie 1999 - limitarea emisiilor de poluanţi cu efect de acidifiere şi eutrofizare şi de precursori ai ozonului, prin stabilirea plafoanelor naţionale de emisie pentru dioxid de sulf, oxizi de azot, compuşi organici volatili şi amoniac, considerând anul 2010 ca an ţintă.

Legea nr.8/1991 pentru ratificarea Convenţiei asupra poluării atmosferice transfrontiere pe distante lungi, încheiata la Geneva la 13 noiembrie 1979, publicată în M.O. nr. 18/ 26 februarie 1991 şi modificată prin Legea nr. 271/2003 pentru ratificarea protocoalelor Convenţiei asupra poluării atmosferice transfrontiere pe distanţe lungi, încheiată la Geneva la 13 noiembrie 1979; adoptate la Aarhus la 24 iunie 1998 şi la Gothenburg la 1 decembrie 1999. Conventia asupra poluarii atmosferice transfrontiere pe distante lungi, incheiata la Geneva la 13 noiembrie 1979 - protejeze omul si mediul sau inconjurator contra poluarii atmosferice si se vor stradui sa limiteze si, in masura posibilului, sa reduca in mod treptat si sa previna poluarea atmosferica, inclusiv poluarea atmosferica transfrontiere pe distante lungi.

Legea nr.3/2001 Protocolul de la Kyoto la Convenţia-cadru a Naţiunilor Unite asupra schimbărilor climatice, referitor la respectarea angajamentelor de limitare cantitativă şi reducere a emisiei de gaze cu efect de seră faţă de nivelul anului 1989, în perioada obligatorie 2008- 2012, adoptat la 11 decembrie 1997; Convenţia - cadru - Principii - Revine în sarcina părţilor să ocrotească: sistemul climatic în interesul generaţiilor prezente şi viitoare, pe baza echităţii şi în funcţie de responsabilităţile lor comune, dar diferenţiate şi de capacităţile lor. În consecinţă, revine în sarcina ţărilor dezvoltate-părţi să fie în avangarda luptei împotriva schimbărilor climatice şi a efectelor lor nefaste. - Părţile studiază măsuri - privind mai ales finanţarea, asigurarea şi transferul de tehnologii care trebuiesc luate în cadrul convenţiei pentru a răspunde nevoilor şi


Cod 62/2008 CEn I/I


QF 044, ed. 0

preocupărilor specifice ale ţărilor în curs de dezvoltare-părţi în faţa efectelor nefaste ale schimbărilor climatice şi ale impactului măsurilor de ripostă, în special în ţările următoare: a) mici ţări insulare; b) ţări care au zone de coastă situate puţin deasupra nivelului mării; c) ţări care au zone aride sau semiaride, zone de păduri şi zone supuse degradării pădurilor; d) ţări care au zone supuse catastrofelor naturale; e) ţări cu zone supuse secetei şi deşertificării; f) ţări care au zone cu o puternică poluare a atmosferei urbane; g) ţări care au ecosisteme fragile, în special ecosisteme montane; h) ţări a căror economie este puternic tributară fie veniturilor obţinute din producţia, transformarea şi exportul de combustibili fosili şi de produse înrudite cu o mare putere energetică, fie consumului combustibililor şi produselor menţionate; i) ţări fără litoral şi ţări de tranzit

5.5. Legislaţia UE în domeniul energiei şi pe probleme de mediu, transpunerea legislaţiei naţionale pentru a corespunde legislaţiei europene.

Legea nr. 199/2000 privind utilizarea eficientă a energiei, publicată în M.O., Partea I nr. 734 din 8 octombrie 2002, modificată prin Legea nr. 56/2006 şi republicată în M.O. nr. 954/27 noiembrie 2006. Scopul prezentei legi este crearea cadrului legal necesar pentru elaborarea si aplicarea unei politici naţionale de utilizare eficienta a energiei, în conformitate cu prevederile Tratatului Cartei energiei, ale Protocolului Cartei energiei privind eficienta energetica si aspectele legate de mediu si cu principiile care stau la baza dezvoltării durabile. Prin prezenta lege se instituie obligaţii şi se stabilesc stimulente pentru producătorii şi consumatorii de energie, in vederea utilizării eficiente a acesteia. In sensul prezentei legi, utilizarea eficienta a energiei înseamnă a acţiona pentru realizarea unei unităţi de produs, bun sau serviciu fără scăderea calităţii sau performantelor acestuia, concomitent cu reducerea cantităţii de energie cerute pentru realizarea acestui produs, bun sau serviciu. Politica naţională de utilizare eficientă a energiei este parte integrantă a politicii energetice a statului şi se bazează pe următoarele principii: - funcţionarea normală a mecanismelor de piaţă în domeniul energiei, inclusiv formarea

preţurilor după criterii concurenţiale şi o mai bună reflectare a costurilor şi beneficiilor legate de mediu;

- reducerea barierelor în calea promovării eficienţei energetice, stimulându-se astfel investiţiile;

- promovarea unor mecanisme de finanţare a iniţiativelor în domeniul eficienţei energetice;

- educarea şi conştientizarea utilizatorilor diferitelor forme de energie privind necesitatea reducerii consumurilor energetice pe unitatea de produs;

- cooperarea între consumatori, producători, furnizori de energie şi autorităţile publice în vederea atingerii obiectivelor stabilite de politica naţională de utilizare eficientă a energiei;


Cod 62/2008 CEn I/I


QF 044, ed. 0

- sprijinirea cercetării fundamentale şi aplicative în domeniul utilizări eficiente a energiei;

- promovarea iniţiativei private şi dezvoltarea serviciilor energetice; - cooperarea cu alte ţări în domeniul eficienţei energetice şi respectarea convenţiilor

internaţionale la care România este parte. Obiectivul principal al politicii naţionale de utilizare eficientă a energiei este obţinerea beneficiului maxim în întregul lanţ energetic care cuprinde producerea, conversia, stocarea, transportul, distribuţia şi consumul diferitelor forme de energie. Politica naţională de utilizare eficientă a energiei defineşte atât obiectivele privind utilizarea eficientă a energiei , cât şi căile pentru atingerea acestor obiective, cu referiri speciale privind: - reducerea consumului de energie al României pe unitatea de produs intern brut; - creşterea eficienţei energetice în toate sectoarele de activitate ale economiei naţionale; - introducerea tehnologiilor noi cu eficienţă energetică ridicată; - promovarea surselor noi de energie; - reducerea impactului negativ asupra mediului al actvităţilor de producere, transport,

distribuţie şi consum al tuturor formelor de energie. Legea nr. 199/2000 republicată în 2002 privind eficienţa energetică, instituie necesitatea unor programe ce vizează întreg lanţul energetic: producţie – transport – distribuţie – utilizare şi vor include acţiuni pentru: promovarea cogenerării de mică şi medie putere; evaluarea impactului negativ asupra mediului.

Directiva 2001/42/EC a Parlamentului European si a Consiliului, care se refera la

evaluarea efectelor anumitor planuri si programe asupra mediului („Directiva SEA”) a intrat în vigoare la 21 iulie 2001. Aceasta Directiva obliga autorităţile publice sa considere daca planurile sau programele pe care le pregătesc vin în întâmpinarea scopului acestei Directive si, deci, daca este necesara realizarea unei evaluări de mediu a acestor propuneri, în conformitate cu procedurile din Directiva. Directiva 2001/42/EC a fost transpusa în legislaţia româna prin HG 1076/2004 privind stabilirea procedurii de realizare a evaluării de mediu pentru planuri si programe (publicata în Monitorul Oficial, partea I, nr. 707 din 5 august 2004).

Directivei 85/337/EEC, în ceea ce priveşte evaluarea efectelor anumitor proiecte

publice si private asupra mediului („Evaluarea impactului asupra mediului sau Directiva EIA”) a arătat ca este important sa se asigure o aplicare si o implementare consecventa în toata Comunitatea pentru a realiza potenţialul maxim în ceea ce priveşte protecţia mediului si dezvoltarea durabila.

Directiva nr. 8/2004 privind promovarea cogenerării bazate pe cererea de căldură a

pieţei interne.

HG nr.1076/2004 (HG SEA), în pregătirea planurilor si programelor lor. Poate fi util si atunci când autorităţile iau în considerare si Protocolul UNECE asupra evaluării strategice de mediu, care a fost semnat si de România la 21 mai 2003 în cadrul celei de-a cincea Conferinţe Ministeriale „Mediu pentru Europa”, la Kiev, în Ucraina. Prezentul


Cod 62/2008 CEn I/I


QF 044, ed. 0

manual are la baza Ghidul privind implementarea Directivei 2001/42/EC privind evaluarea efectelor anumitor planuri si programe asupra mediului, elaborat de Directoratul General - Mediu al Comisiei Europene. De aceea, documentul începe prin analizarea domeniului de aplicare a acesteia, cu un accent deosebit asupra conceptului de plan si program, ca si a determinării efectelor semnificative de mediu. Apoi este analizat conţinutul raportului de mediu, cerinţele necesare pentru asigurarea calităţii, prevederile asupra consultării, natura cerinţelor de monitorizare

CARTEA VERDE - reprezintă o strategie europeana privind siguranţa in alimentarea cu energie - prioritate politica; respectarea obligaţiilor de mediu – Protocolul de la Kyoto, ratificat de Uniunea Europeana pe 4 mart.2002.


Cod 62/2008 CEn I/I

Faza I: (unică). Volumul I: (unic). Ediţia: 0 Revizia: 0 Capitolul 6: „Analiza tehnologiilor existente pentru producerea energiei

folosind resurse energetice regenerabile”. Pag. 1 din 106/cap.

QF 044, ed. 0

6. ANALIZA TEHNOLOGIILOR EXISTENTE PENTRU PRODUCEREA ENERGIEI FOLOSIND RESURSE ENERGETICE REGENERABILE

6.1. Tehnologii care folosesc în calitate de sursă primară energia hidro

6.1.1. Introducere

Utilizarea apei în scopuri energetice este cunoscută de mii de ani. Astfel, de cel puţin două mii de ani energia apei a fost folosită în foarte multe părţi ale lumii, la început pentru măcinarea cerealelor. În primele decenii ale revoluţiei industriale, în Europa şi America de Nord au fost construite mori de apă, pentru o varietate de scopuri, de la procesarea inului până la tors şi ţesut, de la piuă şi până la prelucrarea lemnului.

Puterea apei este cea mai importantă sursă de energie care nu implică bioxid de carbon,

bioxid de sulf, protoxizi de azot sau orice alt tip de emisie toxică şi nu produce nici un fel de reziduuri solide sau lichide. Centrala hidroelectrică se foloseşte de o cădere naturală sau artificială a unui râu şi înglobează principalele avantaje în comparaţie cu alte surse de energie, economisind la capitolul consum de cărbune, combustibil sau lemn de foc, fiind de sine stătătoare, fără necesitatea implicării altor componente.

Până la sfârşitul secolului al XIX-lea, energia apelor a fost principala sursă utilizată

pentru a genera electricitate, până când cărbunele, produsele petroliere, iar mai târziu, combustibilul nuclear, au devenit mai utilizate. Totuşi, energia hidro asigură 20% din producţia de energia electrică pe plan mondial, cu randamente de peste 70%.

Nu există o definiţie general valabilă pentru termenul “microhidrocentrală” (MHC).

Totuşi, pe plan internaţional, se consideră MHC centralele hidroelectrice care au puterea instalată inferioară limitei de 10 MW. O altfel de posibilă clasificare a hidrocentralelor după mărime este prezentată în tabelul 6.1.

Tabelul 6.1. Clasificarea hidrocentralelor după mărime Hidrocentrale mari peste 100 MW – alimentează, de regulă, o reţea mai mare Hidrocentrale medii

15 ... 100 MW – alimentează, de regulă, o reţea

Hidrocentrale mici 1 ... 10 MW – alimentează, de regulă, o reţea Minihidrocentrale 100 kW ... 1 MW – pot fi de sine stătătoare, dar în general alimentează o

reţea Microhidrocentrale 5 KW ... 100 KW – asigură, de regulă, alimentarea cu energie electrică

pentru o comunitate mică sau pentru industrie în zone izolate de reţea Picohidrocentrale câteva sute de W ... 5 KW

La sfârşitul anilor 80, în România, a fost iniţiat un vast program de amenajare a micropotenţialului hidroenergetic prin realizarea de centrale de mică putere şi microhidrocentrale legate la sistemul energetic naţional. Conform legislaţiei româneşti în vigoare la acea dată, microhidrocentralele (MHC) erau considerate centralele hidroelectrice cu puteri instalate până la 200 kW, iar centralele de mică putere (CHEMP) erau considerate centralele cu puteri instalate între 200 şi 3600 kW.


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

În prezent, conform „Legii privind utilizarea raţională a resurselor de energie”, „Legii energiei” şi HGR 1535/2003 privind „Strategia de valorificare a surselor regenerabile de energie”, în România se consideră microhidrocentrale (MHC) centralele hidroelectrice cu puteri instalate de până la 10 MW. 6.1.2. Potenţialul resursei

La nivel global, s-au dezvoltat hidrocentrale cu puteri de aproximativ 700 GW, cu o producţie anuală situată în jurul a 2600 TWh. Din totalul puterii instalate, aproximativ 32 GW o reprezentau, în anul 2000, microhidrocentralele. Totuşi, cu privire la MHC, rămâne de amenajat un important potenţial tehnic (150 .. 200 GW), din care 70% în ţări în curs de dezvoltare. În tabelul 6.2 se prezintă situaţia curentă şi estimările în domeniul MHC.

Tabelul 6.2. Situaţia actuală şi estimarea dezvoltării MHC Putere instalată,

MWel Producţie de energie,

GWh Regiune 1995 2010 1995 2010

America de Nord 4.400 18.000 5.500 25.000 America de Sud 1.000 3.500 3.000 10.000 Europa de Vest 9.740 40.000 12.600 50.000 Europa centrală şi de est şi fosta Uniune Sovietică 2.070 8.500 7.000 28.000

Orientul Mijlociu şi zona mediteraneană 180 700 400 1.700

Africa 400 1.600 700 3.000 Pacific 160 700 750 3.000 Asia 10.000 42.000 25.000 100.000 TOTAL 27.950 115.000 54.950 220.700

Toate regiunile globului înregistrează creşteri semnificative în capacitatea hidrocentralelor mici, în China observându-se cea mai mare creştere. Consiliul Mondial al Energiei estimează că, sub influenţa “politicilor actuale”, capacitatea instalată a hidrocentralelor mici va creşte la 51 GW până în anul 2020, cea mai mare creştere având loc în China. În “scenariul fericit” al Consiliului Mondial al Energiei, capacitatea instalată va creşte la aproximativ 75 GW până în anul 2020.

La început, centralele hidroelectrice erau amenajări mici. Totuşi, necesităţile industriei şi

cele ale populaţiei au determinat construcţia unor baraje şi amenajări hidroenergetice mai mari. Prin urmare, până la sfârşitul primei jumătăţi a secolului XX, MHC au pierdut continuu din importanţă. Acest declin a fost accelerat de apariţia petrolului ieftin în era de după cel de-al doilea război mondial.

Aceşti doi factori (dezvoltarea marilor hidrocentrale şi petrolul ieftin) aproape că au pus

capăt existenţei microhidrocentralelor până în anii '50. Mii de astfel de centrale au fost abandonate în Europa, Asia şi America de Nord din anii '50 şi până la începutul anilor '80. Microhidrocentralele au încetat să mai existe în fosta Uniune Sovietică (fosta URSS) şi în Europa Centrala şi de Est (ECE).


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

Totuşi, începând din 1989 a avut loc o renaştere a microhidrocentralelor în Europa. În ECE aceasta a fost mai pronunţată pe măsură ce producţia economică şi preocupările pentru reducerea emisiilor nocive au crescut. Din 1989, în Europa au fost retehnologizate peste 2000 de MHC şi au fost construite alte 1000 asemenea centrale noi.

Din cei aproximativ 130 de fabricanţi de turbine pentru hidrocentrale în 1995, peste 100

produc echipamente doar pentru microhidrocentrale. Producţia este concentrată în Europa, America de Nord şi Japonia, cu toate că există producători importanţi şi în China şi India. Producători de echipamente pentru microhidrocentrale se găsesc peste tot în lume, iar noile îmbunătăţiri în această tehnologie la scară redusă demonstrează vitalitatea aceste industrii.

În contextul actual, pot fi subliniate următoarele caracteristici principale ale

microhidrocentralelor:

• sunt potrivite pentru cerinţe mici de putere, descentralizate (industria uşoară, ferme private şi întreprinderi, comunităţi rurale) şi pentru operaţii externe reţelei principale;

• necesită reţele de distribuţie de joasă tensiune şi, eventual, micro-reţele subregionale; • pot fi utilizate în proprietate privată, în coproprietate sau proprietate comună, cu un

necesar de forţă de muncă semi-calificat şi cu o administrare comună; • perioada scurtă de construcţie cu materiale locale şi utilizarea abilităţilor populaţiei din

zonă, pot avea un impact considerabil asupra calităţii vieţii rurale; • flexibilitatea lor, cât priveşte adaptarea la încărcări variabile în funcţie de debitul afluent,

le face un component privilegiat în orice sistem energetic integrat; • centralele au o perioadă îndelungată de utilizare. Unele au peste 70 de ani şi sunt încă în

stare de funcţionare. Centralele pregătite de a intra în funcţiune recent pot prezenta o durată de viaţă chiar mai lungă şi pot servi consumatori timp de mai multe generaţii fără a polua atmosfera;

• investiţiile în microhidrocentrale s-au dovedit a fi sigure de mai multe zeci de ani. 6.1.3. Principiile tehnice de operare pentru microhidrocentrale

Producţia de energie electrică utilizând ca resursă primară apa este un proces de conversie energetic, în care apa este un mijloc eficient de transmitere şi transformare a potenţialului gravitaţional al curgerii în energie mecanică şi electrică. În acest mod, potenţialul energetic disponibil sau căderea brută va fi convertită în energie electrică prin intermediul principalelor uvraje din componenţa schemei de amenajare hidroenergetică, schemă reprezentată în figura 6.1.

Mai precis, principalele componente unei microhidrocentrale sunt următoarele (vezi

figura 6.1): • acumularea (prin intermediul polderului sau al bazinului redresor), constituie o formă de

stocare a energiei potenţiale disponibile; • sistemul de transfer: include priza de apă (echipată cu grătar) şi circuitul de transfer

(canalul, conducta forţată, galeriile şi evacuarea) unde o parte din energia disponibilă este convertită în energie cinetică;

• turbina hidraulică: este componenta centralei unde energia apei este convertită în energie mecanică;

• rotorul generatorului: energia mecanică transmisă prin intermediul arborelui către rotor conduce la producerea de energie electrică, conform legilor electromagnetice;


Cod 62/2008 CEn I/I


enerabile”. Pag. 4 din 106/cap. folosind resurse energetice reg

QF 044, ed. 0

• staţia de transformare şi linia de transport: energia electrică este condusă şi transformată pentru a putea fi injectată în reţea şi furnizată consumatorilor.

Figura 6.1. Schematizarea unei microhidrocentrale

Puterea pe care o anumită hidrocentrală o poate produce depinde de cădere, de exemplu

înălţimea H [m] de la care vine apa (vezi figura 6.2) şi de debitul Q [m3/s]. Căderea determină energia potenţială disponibilă al unui amplasament. Debitul râului reprezintă volumul de apă, în [m3], care trece printr-o secţiune transversală a râului într-o secundă. Puterea brută teoretică (P [kW]) disponibilă poate fi calculată folosind o relaţie simplificată:

P = 9,81 × Q × H [în kW] (6.1) Totuşi, întotdeauna se pierde energie atunci când aceasta este convertită dintr-o formă în

alta. Turbinele mici de apă au rareori randamente mai mari de 80%. Puterea va fi, de asemenea, pierdută în conducta prin care circulă apa către turbină din cauza pierderilor prin frecare. Printr-o proiectare atentă, această pierdere poate fi redusă însă într-o foarte mică măsură. Într-o aproximare dură, pentru sistemele mici, de câţiva kW, randamentul global se poate considera 50%. Totuşi, puterea teoretică ce se calculează cu relaţia (6.1), trebuie înmulţită cu 0,50 pentru a obţine un rezultat mai realist.


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

Figura 6.2. Definirea căderii

Există două modalităţi principale pentru a dezvolta o microhidrocentrală, şi anume:

amenajările “pe firul apei” şi amenajările “cu acumulare”. Alte clasificări ale microhidrocentralelor pot fi găsite în literatură.

Amenajările pe firul apei

Amenajările pe firul apei se referă la modul de operare în care hidrocentrala foloseşte doar apa disponibilă din curgerea naturală a râului. Amenajările pe firul apei sugerează că nu există acumulări de apă sau inundări, iar puterea fluctuează odată cu debitul râului.

Puterea produsă de microhidrocentralele pe firul apei variază cu ciclurile hidrologice,

astfel încât ele sunt mai potrivite pentru a da energie într-un sistem electric mai mare. Individual, ele nu asigură, în general, foarte multă capacitate sigură. De aceea, comunităţile izolate care folosesc microhidrocentrale au nevoie deseori de o putere suplimentară, dintr-o altă sursă de energie. O centrală pe firul apei poate acoperi toate nevoile de electricitate ale unei comunităţi izolate sau ale unei industrii dacă debitul minim al râului este suficient pentru a întâmpina cerinţele vârfului necesar de energie electrică.

Microhidrocentralele “pe firul apei” pot implica necesitatea devierii traseului râului.

Devierea este deseori necesară pentru a se putea exploata avantajele unei mai bune căderi. În general, proiectele de deviere conduc la o reducere a debitului râului între priza de apă şi centrala propriu-zisă. De regulă, pentru a devia debitul către priza de apă este necesar un stăvilar.

Amenajările cu acumulare

Pentru ca o centrală hidroelectrică să livreze la cerere, sau pentru a realiza o încărcare variată, sau pentru a furniza putere la vârful graficului zilnic de sarcină, este necesar ca apa să poată fi stocată într-un rezervor. Dacă un lac natural nu poate fi închis, asigurarea spaţiului de depozitare implică construirea unui baraj sau a mai multor baraje şi crearea unor noi lacuri.


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

Aceasta are impact asupra mediului local într-un sens pozitiv şi într-unul negativ, deşi scara dezvoltării deseori măreşte impactul negativ.

Pentru microhidrocentrale nu este, în general, fezabilă din punct de vedere economic

crearea noilor lacuri de acumulare, poate doar cu excepţia amplasamentelor izolate unde valoarea energiei este foarte mare. În general, pentru o microhidrocentrală, stocarea este limitată la mici volume de apă dintr-un lac de acumulare nou sau ale unuia existent. Termenul folosit pentru a descrie volumele mici ale depozitelor de apă este polder sau bazin compensator. Polderele pot aduce beneficii microhidrocentralelor prin creşterea producţiei de energie şi / sau prin creşterea veniturilor. Aceste scheme nu sunt însă fezabile din punct de vedere economic deoarece investiţia necesară pentru realizarea lor este cu mult mai mare decât cea corespunzătoare unei microhidrocentrale pe firul apei, în comparaţie cu creşterea veniturilor.

Alte clasificări

Schemele microhidrocentralelor pot fi de înaltă cădere sau de cădere mică, depinzând de caracteristicile geografice ale zonei vizate. Pentru un râu care parcurge un relief abrupt pe o parte din cursul său, diferenţa de nivel poate fi utilizată prin devierea totală sau parţială a debitului şi prin returnarea acestuia în albia naturală după ce a trecut prin turbină (schema de înaltă cădere, vezi figura 6.3). Apa poate fi adusă de la captare direct în turbină printr-o conductă sub presiune sau prin galerii săpate în stâncă.

Figura 6.3. Schemă tipică de MHC de înaltă cădere

În scheme de cădere mică, există două configuraţii posibile. Una utilizează stăvilare cu o

schemă foarte asemănătoare cu cea din figura 6.3, deşi canalul este, de regulă, scurt şi conducta forţată mică sau inexistentă (figura 6.4 – sus). Cealaltă configuraţie presupune un baraj cu o priză de apă integrală şi clădirea centralei (figura 6.4 – jos).


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

←

Schemă cu baraj de

derivaţie şi conductă

forţată scurtă

Schemă cu un baraj cu priză de apă

integrală şi clădirea centralei

→ grătar

Figura 6.4. Microhidrocentrale cu cădere mică Un caz particular îl reprezintă amenajările hidroenergetice complexe, care au producerea

de energie electrică subordonată altor folosinţe ca: irigaţii, alimentarea cu apă a proceselor industriale, alimentarea cu apă a populaţiei sau evacuarea apelor uzate. Astfel, deşi utilă, producţia de energie nu reprezintă principalul obiectiv al amenajării.

În general, puterea instalată a acestor microhidrocentrale este de până la 100 kW. O schemă posibilă de asemenea amenajare este prezentată în figura 6.5.

Figura 6.5. Schemă de amenajare hidroenergetică complexă cu MHC


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

6.1.4. Componentele principale

Construcţia unei microhidrocentrale poate fi descrisă sub forma a două categorii de

lucrări: lucrările civile şi echipamentele mecanice şi electrice.

Lucrări civile

Principalele lucrări civile la amenajarea unei microhidrocentrale sunt: barajul de derivaţie sau stăvilarul, conductele pentru transportul apei şi centrala electrică (vezi figura 6.1). În principiu, pentru ca proiectul unei microhidrocentrale să aibă costuri minime, cele mai importante preocupări se îndreaptă către simplitatea proiectului, punându-se accent pe construcţii civile practice şi uşor de efectuat.

Barajul de derivaţie sau stăvilarul direcţionează apa într-un canal, într-un tunel, într-o

vană sau la intrarea în turbină. Costul unui baraj pentru realizarea unei acumulări mari de apă nu poate fi în mod normal justificat pentru proiecte de microhidrocentrale, în consecinţă se foloseşte o construcţie mai simplă, un baraj mic, de derivaţie, sau un stăvilar. Construcţia poate fi din beton, din lemn, din cărămizi sau dintr-o combinaţie a acestor materiale. În continuare se depun eforturi considerabile pentru a scădea costul barajelor şi stăvilarelor pentru microhidrocentrale, deoarece, deseori, costurile acestora pot face proiectele nerentabile.

Traseul apei într-o microhidrocentrală cuprinde:

- Priză de apă care include grătarul pentru plutitori, o poartă şi o intrare într-un canal, într-o conductă forţată sau direct în turbină, în funcţie de tipul amenajării. Priza de apă este în general, construită din beton armat, grătarul din oţel, iar poarta din lemn sau oţel.

- Canal şi/sau tunel de aducţiune şi/sau conductă forţată care conduc apa la centrala hidroelectrică, la amenajările la care aceasta este situată la o distanţă oarecare în aval de priza de apă. Canalele sunt, în general, excavate şi urmăresc conturul terenului. Tunelele sunt subterane şi sunt excavate prin forare, prin explozii sau prin folosirea de maşini de forare. Conductele forţate care transportă apă sub presiune pot fi din oţel, fier, fibră de sticlă, polimer, beton sau lemn.

- Accesul şi evacuarea din turbină, care includ vanele şi porţile necesare opririi accesului apei către turbină, pentru oprirea centralei şi revizii tehnice. Aceste componente sunt, în general, fabricate din oţel sau fier. Porţile din aval de turbină, dacă sunt necesare pentru revizii, pot fi fabricate din lemn.

- Canalul de fugă care transportă apa evacuată de la turbină înapoi în râu. Acesta este realizat prin excavare, asemenea canalului de aducţiune. În sfârşit, clădirea centralei conţine turbina sau turbinele şi majoritatea echipamentului

mecanic şi electric. Clădirile microhidrocentralelor sunt, de regulă, realizate la dimensiuni cât mai mici posibile, având totuşi o fundaţie puternică, acces pentru întreţinere şi siguranţă. Construcţia este din beton şi din alte materiale de construcţie convenţionale.

Echipamente mecanice şi electrice

Principalele componente mecanice şi electrice ale unei microhidrocentrale sunt: turbina (turbinele) şi generatorul (generatoarele).


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

O turbină transformă energia hidraulică a apei în energie mecanică. Există diferite tipuri

de turbine care pot fi clasificate în mai multe feluri. Alegerea turbinei depinde în principal de căderea disponibilă şi de debitul instalat în microhidrocentrală.

Turbinele sunt în general împărţite în trei categorii: de înaltă cădere, de cădere medie şi

de cădere mică; şi în două categorii: cu acţiune şi cu reacţiune, tabelul 6.3. Diferenţa dintre acţiune şi reacţiune poate fi explicată prin simpla menţionare a faptului că turbinele cu acţiune transformă energia cinetică a jetului de apă în mişcare prin lovirea paletelor turbinei; nu există reduceri de presiune apa având aceeaşi presiune pe ambele feţe ale paletelor, presiunea atmosferică. Pe de altă parte, palele unei turbine cu reacţiune sunt complet imersate în apă, iar momentul unghiular al apei, ca şi cel liniar, este transformat în putere la arbore, presiunea apei care iese din rotor fiind egală sau chiar mai mică decât cea atmosferică.

Tabelul 6.3. Clasificarea tipurilor de turbine

Căderea, m Tipul turbineiMare (150…2000 m) Medie (50…150 m) Mică (3…50 m)

Acţiune Pelton Turgo

Banki Turgo Banki

Reacţiune - Francis Propeller Kaplan

Turbinele folosite pentru căderi mici sau medii sunt cel mai des cu reacţiune şi includ

turbine Francis şi turbine Kaplan cu pale fixe sau variabile (figura 6.6).

Figura 6.6. Scheme pentru turbina Francis (stânga) şi Kaplan (dreapta)

Turbinele folosite pentru amenajări de înaltă cădere sunt cele cu acţiune. Acestea includ turbinele Pelton (figura 6.7), Turgo şi Banki (curgere transversală).


Cod 62/2008 CEn I/I


enerabile”. Pag. 10 din 106/cap.folosind resurse energetice reg

QF 044, ed. 0

Figura 6.7. Turbină Pelton verticală

Turbina care are curgere transversală, numită uneori Banki (figura 6.8), este folosită

pentru o gamă largă de căderi, acoperind atât turbinele Kaplan, Francis cât şi Pelton. Este potrivită în special pentru curgeri cu debite mari şi căderi mici.

Figura 6.8. (1) Turbina Banki; (2) secţiune transversală a turbinei, (3) lamele turbinei

Tipul selecţiei, geometria şi dimensiunile turbinei depind în principal de cădere, de

debitul defluent şi de viteza rotorului. Figura 6.9 prezintă gama de acţiune a diferitelor tipuri de turbine ca o funcţie de cădere şi debitul instalat.

Cu privire la generatoare, există două tipuri de bază folosite în general în

microhidrocentrale şi anume cele sincrone şi cele asincrone (de inducţie). Un generator sincron poate fi operat izolat în timp ce unul de inducţie trebuie operat legat cu alte generatoare.


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

Figura 6.9. Nomogramă de selecţionare a turbinelor pentru microhidrocentrale

Alte componente mecanice şi electrice ale microhidrocentralelor includ:

• regulator de turaţie pentru a potrivi viteza de rotaţie ideală a turbinei cu cea a generatorului (dacă este nevoie);

• vane de închidere a accesului apei la turbine; • porţi de control şi de by-pass pentru râu (dacă este nevoie); • sistem de control hidraulic pentru turbine şi vane; • sistem de control şi de protecţie electrică; • comutator electric; • transformatoare pentru serviciile interne şi pentru transmiterea puterii; • serviciile interne care includ: iluminatul, încălzirea şi puterea necesară funcţionării

sistemelor de control şi a comutatorului; • sisteme de răcire şi de lubrifiere (dacă este necesar); • sursă de putere de rezervă; • sistem de telecomunicaţii; • sisteme de alarmă împotriva incendiilor şi de siguranţă (dacă sunt necesare); • sistem de interconectare sau de transmitere şi de distribuţie.


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

6.1.5. Aspecte tehnice care au impact asupra fluxului de venituri şi cheltuieli în cazul microhidrocentralelor

Resursele de apă Proiectarea microhidrocentralelor necesită studii tehnice şi financiare pentru a determina

dacă un amplasament este favorabil din punct de vedere tehnic şi economic. Aceste studii sunt legate de:

• Topografia şi geomorfologia amplasamentului. • Evaluarea resurselor de apă şi potenţialului acestora. • Alegerea amplasamentului şi aranjamente de bază. • Turbinele şi generatoarele hidraulice şi echipamentele de control asociate. • Măsuri legate de protecţia mediului şi de micşorare a impactului asupra mediului. • Evaluarea economică a proiectului şi a potenţialului financiar. • Cadrul instituţional şi procedurile administrative pentru a obţine autorizaţiile necesare.

Pentru a decide dacă o schemă este viabilă este necesar să se înceapă cu evaluarea

resurselor de apă existente în amplasament. Potenţialul energetic al schemei este proporţional cu produsul debitului şi căderii. Căderea brută poate fi considerată în general constantă, dar debitul variază în cursul anului. Pentru a alege cel mai potrivit echipament hidraulic, pentru a se estima potenţialul şi pentru a calcula producţia anuală de energie este nevoie de o curbă de durată a debitului.

Primul lucru îl constituie obţinerea de înregistrări cu privire la regimul precipitaţiilor şi la

debitul râului pentru o perioadă de timp cât mai lungă pe suprafaţa bazinului hidrografic de interes. Înregistrări privind apele de suprafaţă şi regimul precipitaţiilor sunt colectate şi publicate anual în fiecare ţară de către una sau mai multe agenţii guvernamentale. Cu ajutorul unui hidrograf al debitelor furnizat de către agenţia corespunzătoare şi prin aranjarea datelor în ordine descrescătoare şi nu cronologic, poate fi obţinută o curbă de durată a debitelor ca cea din figura 6.10. Aceasta face posibilă estimarea potenţialului amplasamentului.

Curba de durată a debitelor evidenţiază în procente, timpul în care debitul este egal sau

depăşeşte anumite valori şi oferă un mijloc de determinare rapidă a cantităţii din resursa de apă disponibilă care poate fi folosită de turbine de diferite dimensiuni. Făcând referire la figura 6.10, pe care este reprezentată curba de durată a debitelor unui râu în amplasamentul unei amenajări hidroenergetice, puterea (P) disponibilă a râului variază în timp odată cu variaţia debitului Q. În raport cu relaţia 6.1, fiecare punct de pe ordonata curbei de durată a debitelor reprezintă o valoare a puterii.

Totuşi, nu toată această putere poate fi folosită. Mai întâi, rezerva de debit trebuie

înlăturată din curba de durată, debitul de servitute fiind în cele mai multe cazuri, pentru protecţia mediului, obligatoriu a fi lăsat pe albia râului. Haşura de la baza curbei de durată a debitului din figura 6.10 reprezintă această curgere. Debitul utilizabil rămâne în suprafaţa de deasupra acesteia. Totuşi, dacă ar fi instalată o turbină care ar putea utiliza tot stocul rămas, ar trebui să fie foarte mare (cu un coeficient mare de instalare al debitului în centrală) şi scumpă, iar funcţionarea la capacitatea instalată ar fi pentru o scurtă perioadă de timp.


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

Figura 6.10. Curba de durată a debitelor

Puterea câştigată, în comparaţie cu instalarea unor capacităţi mai mici, nu justifică

costurile adiţionale ale instalaţiei şi a conductelor. Mai există un motiv pentru care se alege o capacitate mai mică. Nici o turbină nu poate funcţiona de la încărcare zero la încărcarea maximă calculată. Multe pot funcţiona doar începând cu încărcări de peste 60%. Chiar cele mai bune nu pot fi folosite sub 50%. De aceea, cu cât sunt mai mari încărcările la care poate funcţiona turbina, cu atât va fi mai mare întreruperea datorită debitelor mici.

Randamentul turbinei Randamentul unei turbine este definit ca raportul între puterea furnizată de turbină

(puterea mecanică transmisă la arborele turbinei) şi puterea absorbită (puterea hidraulică echivalentă debitului măsurat corespunzător căderii nete). Pentru a estima randamentul global, randamentul turbinei trebuie înmulţit cu randamentul amplificatorului de viteză (dacă se foloseşte aşa ceva) şi al alternatorului.

După cum se observă în figura 6.11, care evidenţiază randamentul mediu pentru diferite

tipuri de turbine, randamentul turbinei scade rapid sub un anumit debit turbinat. O turbină este proiectată să funcţioneze cât mai aproape de punctul de randament maxim, de regulă pe la 80% din debitul maxim, iar pe măsură ce debitul se depărtează de acest punct, randamentul turbinei hidraulice scade.

Intervalul de încărcări la care poate funcţiona o turbină, ca atare şi energia generată,

variază dacă: • schema trebuie să alimenteze cu energie o reţea mică, • schema a fost proiectată pentru conectarea la o reţea mare de distribuţie.


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

În primul caz, debitul instalat trebuie ales astfel încât să se permită producerea de energie în aproape tot cursul anului. În cel de-al doilea caz, debitul instalat trebuie ales astfel încât venitul net obţinut din vânzarea energiei electrice produse să fie maxim.

Turbinele Kaplan şi Pelton cu dublu reglaj pot funcţiona satisfăcător într-o gamă mult

mai mare de debite (de la aproximativ o cincime din debitul instalat în sus). Turbinele Kaplan cu simplu reglaj au randamente acceptabile începând de la o treime, iar turbinele Francis de la o jumătate din debitul instalat în sus. Sub 40% din debitul instalat, funcţionarea turbinelor Francis ar putea deveni instabilă, putând apărea vibraţii sau şocuri mecanice. Turbinele cu aparat director fix şi pale fixe pot funcţiona satisfăcător doar într-o plajă foarte redusă de debite.

Figura 6.11. Randamente medii pentru diferite tipuri de turbine

Alţi factori care influenţează producţia de energie a microhidrocentralelor În timpul operării MHC, o serie de aspecte tehnice pot avea un impact major asupra

fluxului de venituri şi cheltuieli. Acestea sunt: • Riscuri în legătură cu reducerea producţiei de energie faţă de media stabilită în etapa de

proiectare, din cauza slabei cunoaşteri a datelor hidrologice sau a supraevaluării acestora. Riscul este împărţit între operatorul centralei şi compania locală de distribuţie a energiei, legat de anumite clauze contractuale cu privire la vânzarea şi cumpărarea de energie.

• Riscuri asociate nerealizării parametrilor garantaţi pentru echipament (putere, randament, comportament pe termen lung la funcţionare, costuri mari în legătură cu întreţinerea, reparaţii ale stricăciunilor etc.), căderi datorate calităţii slabe a activităţii de proiectare, sarcini legate de asamblare şi montaj. Toate aceste aspecte sunt acoperite prin contract de


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

către furnizorii de echipament şi de către compania de montaj. • Scăderea producţiei de energie din cauza unei perioade secetoase (precipitaţii reduse).

Dacă operatorul microhidrocentralei nu este capabil să furnizeze cantitatea de energie contractată de consumatori, acesta ar putea fi penalizat. O altă posibilitate pentru operatorul microhidrocentralei este să cumpere electricitate scumpă din alte surse (de exemplu termocentrale pe cărbuni) şi să o revândă cu un preţ mai mic clientului pentru a-şi îndeplini sarcinile din contract. Bineînţeles, această variantă va cauza pierderi financiare importante.

• Ruperea barajului reprezintă un accident major cu importante consecinţe cum ar fi închiderea microhidrocentralei pentru o lungă perioadă de timp. Statistic, combinaţia dintre o inundaţie în amonte de baraj şi defecţiuni la deversor sunt cele mai frecvente cauze ale accidentelor. Cauzele secundare sunt erori de fundaţie sau infiltraţii ale apei. La niveluri ridicate ale apei în lacul de acumulare, alunecări de teren sau prăbuşiri de stânci în lac pot determina valuri atât de mari încât apa să se reverse peste toată lungimea barajului sau doar parţial. Altă cauză care ar putea conduce la distrugerea barajului o reprezintă cutremurele. În acest caz, riscul poate fi evitat prin proiectări adecvate, relativ la regulile naţionale şi internaţionale ţinând cont de ariile geografice caracteristice ale cutremurelor.

• Colmatarea, are loc datorită efectului de sedimentare a suspensiilor solide, care conduce la creşterea depunerilor pe fundul lacului de acumulare. Rezultatul constă în micşorarea cantităţii de apă care poate fi stocată şi, prin urmare, reducerea cantităţii de energie posibil a fi produsă.

• Aspectele ecologice cauzate de activităţile de producere a energiei, întreţinere şi reparaţii. Sunt costuri asociate cerinţelor de a micşora, limita şi chiar de a înlătura impactul acestor consecinţe ecologice. Principalele probleme legate de mediu pentru microhidrocentrale sunt:

- impactul ecologic al debitul de apă deviat şi nevoia de a menţine un debit suficient prin albia naturală a râului;

- impactul vizual negativ a prizei de apă, a barajului (sau stăvilarului) şi a clădirii centralei;

- orice pagubă adusă peştilor sau altor organisme care trec prin turbine odată cu apa; - impactul unei faze din perioada de construcţie, când pot fi necesare baraje

temporare; există de asemenea riscul perturbării sedimentelor de pe patul râului şi / sau depozitarea materialelor de construcţii în apă;

- orice modificare a nivelurilor apelor subterane datorată barajului (sau stăvilarului). Ar trebui notat că schemele la scară redusă care nu implică acumularea apei în spatele barajului sau în lacuri de acumulare au un impact mult mai mic asupra mediului înconjurător.

• Aspecte asociate uzurii premature a echipamentelor care intră în contact cu apa, în prezenţa unei eroziuni mixte ale curgerii cu sedimente solide sau cauzate de către agresiuni chimice ale apei şi aspecte corespunzătoare unor activităţi inadecvate de producţie de energie, de întreţinere şi reparaţii. În ambele cazuri, randamentul şi disponibilitatea echipamentului scad, iar producţia de electricitate scade, având un impact major asupra venitului companiei.


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

6.2. Tehnologii care folosesc în calitate de sursă primară de energie biomasa 6.2.1. Introducere

Definirea biomasei şi a bioenergiei

Biomasa este un termen ştiinţific pentru materii vii (orice material organic care derivă din plante ca rezultat al procesului de fotosinteză). Acelaşi termen este folosit pentru produsele ce provin din organisme vii (lemn, plante recoltate, părţi de plante şi alte reziduuri), plante acvatice şi deşeuri animale. Conform cu Directiva RER-electricitate, “biomasa” este fracţia biodegradabilă a produselor, deşeurilor şi reziduurilor din agricultură (inclusiv substanţele animale şi vegetale), industria forestieră şi prelucrarea lemnului, ca şi fracţiile biodegradabile ale deşeurilor industriale şi municipale.

Energia biomasei (bioenergia) este stocată sub formă de energie chimică şi include

combustibili solizi, lichizi sau gazoşi (biocombustibili), sau din ea se poate produce energie electrică (bioelectricitate) sau produse chimice derivate din materii organice, sau direct din plante sau indirect din deşeuri industriale, comerciale sau urbane sau agricole sau forestiere derivate din plante. Valoarea energetică a biomasei provine din energia solară prin procesul de fotosinteză.

În natură toate tipurile de biomasă se descompun în molecule elementare în prezenţa

razelor solare cu degajare de căldură. Pe durata procesului de conversie biomasa degajă energie, deseori sub formă de căldură, iar carbonul este re-oxidat în dioxid de carbon pentru a înlocui acea cantitate de carbon absorbită pe toată durata creşterii plantei. Este esenţial de menţionat că utilizarea biomasei pentru producerea energiei este inversul fotosintezei. Ciclul energetic al biomasei este schematic reprezentat în figura 6.12.

După cum este prezentat în figură, bioenergia este produsă într-un ciclu pe durata căruia

majoritatea carbonului provine din atmosferă, fiind ulterior reintrodus în atmosferă prin procesul de combustie. Deşeurile primei părţi a ciclului formează materii prime pentru următoarele faze ale acestuia. Astfel, utilizarea biomasei pentru scopuri energetice nu are impact negativ asupra mediului ambiant, deoarece la arderea ei nu se produce o cantitate suplimentară de dioxid de carbon (CO2).

Poziţia pe piaţă şi potenţialul biomasei La momentul actual în ţările slab dezvoltate din biomasă se produce cca. o treime din

totalul de energie folosită. Ea a fost denumită “combustibilul omului sărac” deoarece folosirea ei pentru prepararea mâncării şi pentru încălzire datează de foarte mult timp în urmă. În ultimii ani sursele de biomasă au revenit în forţă în centrul atenţiei şi în ţările dezvoltate, şi aceasta datorită problemelor globale de poluare. Cu o capacitate estimată de circa 14.000 MW instalată în toată lumea, bio-electricitatea poate fi considerată ca fiind cea mai mare sursă de energie regenerabilă din lume, exceptând energia hidro.

Industria biomasei diferă de celelalte industrii bazate pe SRE datorită faptului că ea

include atât industriile agricolă, forestieră cât şi cea de producere a energiei. Aceste industrii sunt deseori dependente una de cealaltă. Cea mai mare dezvoltare corespunde acelor industrii în care


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

utilizarea deşeurilor şi produselor reziduale a fost dezvoltată pe scară largă. În unele ţări dezvoltarea acestor sectoare a fost susţinută şi de politici speciale de taxare şi reglementări în domeniu.

Figura 6.12. Reprezentarea schematică a circuitului global al carbonului

Legendă: New biomass crops- noi culturi de biomasa; Mineral recycle- reciclarea fractiei minerale; Fossil energy – energie din combustibili fosili; Wood products and energy or

food/feed chemicals – produse lemnoase si energie sau materii prime pentru industria chimica; Sludge use – utilizarea zgurii

Cea mai mare piaţă pentru bio-electricitate o reprezintă producerea de energie la nivel

local. Pe termen scurt piaţa pentru energia electrică provenită din biomasă poate fi regăsită: • Acolo unde deşeurile din biomasă creează probleme de stocare şi depozitare; • Acolo unde costurile de furnizare a deşeurilor de biomasă sunt mici, iar cererea de

energie electrică este în creştere; • Acolo unde se promovează politicile pentru protecţia mediului ambiant şi pentru

diminuarea încălzirii globale.

Potenţialul de utilizare a biomasei în 29 de ţări europene membre ale Organizaţiei de Alimentare şi Agricultură este de 140 milioane tep (tone echivalent petrol). Aceasta este aproape de patru ori mai mult decât consumul de combustibil în industria agricolă. Aceasta înseamnă că industria agricolă poate deveni un producător de energie pe termen lung. Rata de utilizare a surselor de biomasă în Europa este de numai 15-20%. Folosind 20-25% din biomasă ar fi posibil de acoperit cererea de energie termică a industriei alimentare şi cererea de căldură a populaţiei.


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

6.2.2. Principiile tehnice de funcţionare a instalaţiilor pe biomasă pentru producerea energiei

Resursele de biomasă Resursele de biomasă care pot fi folosite pentru producerea de energie sunt foarte diverse.

O clasificare poate fi făcută din punct de vedere al reziduurilor (deşeurilor) primare, secundare şi terţiare, şi biomasa care este special cultivată pentru scopuri energetice:

• Reziduurile primare sunt produse din plante sau din produse forestiere. Astfel de biomasă este disponibilă “în câmp” şi trebuie colectată pentru utilizarea ei ulterioară.

• Reziduurile secundare sunt produse la prelucrarea biomasei pentru producerea produselor alimentare şi pentru producerea altor produse din lemn şi sunt disponibile în industria alimentară, la fabrici de producere a hârtiei, etc.

• Reziduurile terţiare devin disponibile după ce un produs din biomasă a fost folosit. Reprezintă diferite deşeuri, care variază din punct de vedere al fracţiei organice, incluzând deşeuri menajere, deşeuri lemnoase, deşeuri de la tratarea apelor uzate, etc. Biomasa mai poate fi produsă prin cultivarea specială a unor plante pentru generarea de

energie electrică. Astfel de plante se mai numesc “plante energetice”. Plantele energetice pot fi cultivate pe terenuri agricole care nu sunt folosite în agricultură (de obicei terenuri care sunt scoase din circuit din diverse motive sau terenuri considerate nepotrivite pentru cultivarea plantelor alimentare). În comparaţie cu plantele agricole tradiţionale, plantele energetice necesită mai puţină îngrijire şi mai puţine îngrăşăminte minerale şi pesticide.

Resursele de biomasă pot fi împărţite în următoarele categorii principale: • Biomasă lemnoasă: pădurile şi plantaţiile forestiere, produse reziduale din industria

prelucrării lemnului şi produse lemnoase care sunt scoase din uz. • Biomasa din plante: plante energetice, produse agricole reziduale, produse agro-

industriale reziduale şi materii finite scoase din uz. • Biomasa din fructe şi seminţe: plante energetice, produse agricole reziduale, produse

agro-industriale reziduale şi materii finite scoase din uz. • Altele/Amestec: produse animale reziduale, produse horticole reziduale, produse agro-

industriale reziduale şi materii finite scoase din uz.

Biomasa lemnoasă Deşeurile forestiere includ deşeuri care nu mai pot fi folosite, copaci imperfecţi din punct

de vedere comercial, copaci uscaţi şi alţi copaci care nu pot fi comercializaţi şi trebuie tăiaţi pentru a curăţa pădurea. Tăierea unor copaci din pădure conduce nu numai la însănătoşirea pădurii, ci şi la producerea de reziduuri care pot fi folosite pentru producerea energiei. Datorită faptului că aceste reziduuri sunt împrăştiate pe arii largi şi în locuri greu accesibile ele sunt în general greu de recuperat, iar costurile sunt ridicate.

Unele specii de plante energetice fac parte din categoria biomasei lemnoase, de exemplu

copacii care cresc foarte repede. Perioada de recoltare a unor astfel de plante variază între 3 şi 10 ani în funcţie de specia copacului, iar perioada între două plantări poate fi chiar mai mare de 20 de ani. Salcia este un exemplu bun de plantă pentru o rotaţie scurtă a plantaţiei (RSP) care poate


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

fi recoltată la fiecare 2-5 ani pe o perioadă de 20-25 de ani (plantă de lungă durată). Alte specii care sunt examinate includ plopul hibrid, Salixul, şi eucaliptul.

Reziduurile lemnoase din industria hârtiei şi de prelucrare a lemnului sunt de obicei

foarte curate şi pot fi folosite în calitate de combustibil pentru diferite sisteme energetice pe bază de biomasă. În multe cazuri reziduurile lemnoase din industria de prelucrare a lemnului sunt folosite pentru producerea aburului şi a energiei electrice chiar la întreprinderea unde sunt generate.

Curăţarea copacilor este o altă sursă de deşeuri lemnoase care în mod normal nu sunt

folosite. Deşeuri similare sunt produse şi la curăţirea marginilor drumurilor, căilor ferate şi a sistemelor de utilităţi cum sunt liniile electrice. În unele cazuri aceste deşeuri lemnoase sunt folosite ca strat protector la sol sau pentru acoperirea gropilor de gunoi ecologice, dar în majoritatea cazurilor nu sunt folosite. Proiectele energetice pot cu mare succes folosi permanent aceste materiale în calitate de surse primare de energie.

În prezent mari cantităţi de deşeuri lemnoase urbane sunt aruncate la groapa de gunoi.

Aceste materiale pot fi selectate din deşeurile urbane. Deşeurile lemnoase care au o umiditate de până la 5% pot fi folosite în calitate de combustibil pentru producerea energiei.

Biomasa din plante Unele specii de plante energetice aparţin categoriei biomasei din plante (denumită “iarbă

energetică”). Aceste plante sunt selectate ca să crească repede, să fie rezistente la secetă şi la insecte, iar după recoltare să fie competitive pentru a fi folosite în calitate de combustibili. Unele plante agricole (anuale) cum sunt rapiţa şi cerealele sunt în prezent cultivate în Europa pentru scopuri energetice. Stuful, şi sorgul dulce sunt alte specii de plante care au fost testate în calitate de plante energetice.

Pe de altă parte mari cantităţi de produse agricole reziduale sunt generate în fiecare an.

Acestea includ reziduuri agricole cum sunt paiele de grâu, deşeuri de porumb, deşeuri de la curăţirea livezilor, etc. Numai porumbul poate genera mai mult de trei ori cantitatea de deşeuri disponibilă la momentul actual din toate formele de deşeuri lemnoase (excluzând deşeurile forestiere).

Paiele au caracteristici energetice similare cu iarba energetică, de aceea sunt acceptabile

pentru a fi folosite în scopuri energetice. Uneori cantităţile mari de chlorine, în special în zonele costiere, pot conduce la coroziunea schimbătoarelor de căldură din centrale. La momentul actual o parte din ele se foloseşte la creşterea animalelor, dar restul ce rămâne nu este utilizată deloc. Un produs rezidual caracteristic agro-industriei este reziduul din trestia de zahăr, care rămâne după producerea zahărului. De obicei aceste reziduuri sunt folosite în centrale de cogenerare care produc abur şi energie electrică pentru a fi utilizate în procesul tehnologic de producere a zahărului.

Biomasă din fructe şi seminţe În această categorie sunt incluse un număr de produse reziduale ce provin din agricultură.

De exemplu, cojile de orez care sunt un reziduu provenit din prelucrarea orezului (aproximativ 20% din orez o reprezintă coaja). Aceste deşeuri pot folosite pentru producerea aburului şi


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

energiei electrice. În China, Pakistan, Thailanda, India şi Vietnam, unde orezul se produce în cantităţi mari, cojile de orez pot fi o sursă importantă de energie primară pentru producerea energiei electrice şi pentru înlocuirea combustibililor fosili.

În această categorie mai pot fi incluse şi unele deşeuri solide din industria alimentară, cum ar fi cojile sau resturile de fructe şi legume, seminţele provenite de la producerea uleiului de măsline, piersici, caise, etc. Pentru industria de producerea a uleiului sfecla şi rapiţa sunt foarte importante. Există specii de rapiţă de primăvară şi toamnă. Specia de toamnă este mai bună deoarece, faţă de cea de primăvară, are o producţie constantă. Diferite specii se manifestă diferit faţă de condiţiile climaterice şi au şi o productivitate diferită. Rapiţa de toamnă are o productivitate medie de 1,8 tone de seminţe la hectar.

Floarea soarelui şi soia sunt plante tipice ai căror sâmburi sunt folosiţi pentru astfel de

scopuri. Floarea soarelui necesită un climat cald şi un suport bun de umiditate. Ea este sensibilă la diferite boli, de aceea trebuie protejată folosind insecticidele. Soiurile de floarea soarelui utilizate astăzi au un conţinut de ulei ridicat (45-50%) şi un conţinut de coji scăzut. Hibridele de floarea soarelui sunt de asemenea populare la momentul actual şi pot conduce la o productivitate de 1,5 – 2,2 tone de seminţe la hectar. Soia este în principal cultivată pentru conţinutul său ridicat de proteine. Pentru a obţine recolte mari de soia sunt necesare temperaturi ridicate (peste 30˚C), umiditate şi o cantitate mare de precipitaţii.

Altele/Amestec Industria alimentară produce o mare cantitate de reziduuri şi produse secundare care pot

fi folosite în calitate de sursă energetică. Deşeurile solide includ alimentele care nu întrunesc condiţiile de calitate şi standardele necesare, reziduuri provenite din filtrare şi resturi de boabe de cafea. Deşeurile lichide provin din spălarea cărnii, fructelor şi legumelor, din prelucrarea fructelor şi legumelor, din prelucrarea cărnii, din prelucrarea cărnii de pasăre şi a peştelui şi din procesul de producere a vinului. Aceste deşeuri conţin zahăr, amidon şi alte materii organice dizolvate sau în stare solidă, dar într-o formă destul de diluată. Aceste deşeuri de obicei sunt depozitate sau aruncate la gropile de gunoi, iar companiile plătesc pentru aceste servicii.

Milioane de tone de deşeuri menajere sunt colectate în fiecare an şi majoritatea dintre ele

sunt aruncate la gropile de gunoi. Compoziţia deşeurilor solide urbane variază în funcţie de locaţie şi de tipul serviciilor de colectare a lor. Combustibilul produs din prelucrarea deşeurilor solide urbane se numeşte Refuse Derived Fuel (RDF) sau Solid Recovered Fuel (SRF). Definirea SRF propusă de comitetul de standardizare CEN (TC343) este următoarea: “combustibilul produs din deşeuri care nu este toxic pentru a fi utilizat în centralele de incinerare sau de co-combustie”.

Materialele non-combustibile cum ar fi sticla şi metalele sunt în general eliminate înainte

de producerea RDF. Materialele reziduale sunt folosite ca atare, sau sunt comprimate în brichete sau cărămizi. Instalaţiile pentru procesarea RDF sunt de obicei situate aproape de sursa deşeurilor solide urbane, iar instalaţia de incinerare a RDF poate fi amplasată în altă parte. Deoarece RDF are în compoziţia sa nu numai biomasă puterea sa calorifică este afectată de celelalte materii, de exemplu masa plastică. RDF reprezintă o sursă regenerabilă în proporţia în care în biomasa este reprezentată în compoziţie.


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

Multe din deşeurile animale pot fi de asemenea folosite în calitate de sursă de energie, cum ar fi dejecţiile de la porcine, păsări şi vite. Aceste animale sunt crescute în locuri speciale, unde produc o cantitate mare de deşeuri pe o suprafaţă mică. În trecut aceste deşeuri erau folosite în calitate de îngrăşământ în agricultură, dar introducerea normelor de protecţie a mediului impune un management şi un control mai bun a acestora. O metodă de conversie a acestor deşeuri este digestia anaerobă (descrisă mai jos).

Apele uzate sunt şi ele o sursă de energie foarte similară cu cea provenită din deşeurile animale, singura diferenţă fiind că această problemă a fost analizată în multe ţări de mai mult timp. Energia poate fi extrasă din apele uzate folosind digestia anaerobă pentru a produce biogazul. Nămolurile care rămân pot fi incinerate sau pot fi tratate folosind procesul de piroliză pentru a produce mai mult biogaz şi ulei de piroliză (sau bio-ulei).

Conversia biomasei

În cele mai multe cazuri stocurile de biomasă nu pot fi utilizate direct şi ele trebuie convertite în combustibil solid, lichid sau gazos. Tehnologiile de conversie a biomasei pot fi împărţite în trei mari categorii de bază (vezi Figura 6.13.):

• Procese de conversie termo-chimică (combustia directă, gazeificarea, piroliza), • Procese bio-chimice (digestia anaerobă, fermentarea etanolului), şi • Procese fizico-chimice (esterificarea – producerea de biodiesel).

Procesele de conversie termo-chimică

Conversia termo-chimică include toate procesele de conversie a biomasei bazate pe

energie termică: gazeificarea, piroliza şi combustia. Dintre acestea numai combustia este folosită pe scară largă la momentul actual. Gazeificarea pentru producerea de energie electrică pare a fi o opţiune promiţătoare, care poate deveni disponibilă pe piaţă în următorii câţiva ani. Piroliza, cu scopul de a produce combustibil lichid care să poată fi folosit în centrale electrice, este şi ea o opţiune pentru viitor.

Combustia directă este cel mai cunoscut proces de conversie termo-chimică. Lemnul şi

alte tipuri de biomasă solidă, cum sunt diferite deşeuri, dejecţii animale sau paie pot fi incinerate fără a fi procesate pentru producerea de căldură. Combustia biomasei se face în patru etape: uscarea, adică evaporarea umidităţii din combustibil (la temperaturi între 100 şi 500°C), piroliza, adică eliminarea volatilelor din combustibil (la temperaturi de 700°C), combustia volatilelor şi a componentelor solide din combustibil (carbon).


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

Figura 6.13. Reprezentarea schematică a proceselor de conversie a biomasei

În procesul perfect de combustie toată energia este folosită, iar ceea ce rămâne este

cenuşa. Tehnologia combustiei directe este bine cunoscută şi este disponibilă pe piaţă. Această tehnologie poate fi foarte economică mai ales dacă sursa de biomasă este aproape. Singura problemă a acestei tehnologii este aceea că eficienţa este mică. Pentru a avea o combustie eficientă sunt necesare trei lucruri: o temperatură destul de ridicată, suficient aer, şi suficient timp pentru o combustie completă.

Gazeificarea este un proces de conversie cu oxidare parţială (adică mai puţin agent de

oxidare ca pentru combustia completă) la o temperatură ridicată a biomasei deja cocsificate sau a cărbunelui în combustibil gazos. Gazeificarea are loc în două etape. Mai întâi biomasa este arsă parţial pentru a se produce gaz şi cocs. În a doua etapă CO2 şi apa produse în prima etapă sunt reduse chimic folosind cocsul, care apoi formează carbon, monoxid de carbon şi hidrogen. Etapele gazeificării sunt prezentate în figura 6.14.

Figura 6.14. Reprezentarea schematică a procesului de gazeificare


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

Gazeificarea necesită temperaturi de aproximativ 800°C sau chiar mai înalte pentru a minimiza reziduurile de smoală şi hidrocarburi în produsul gazos. Gazul, denumit “syngas”, conţine hidrogen (18–20%), CO (18–20%), CO2 (8-10%), metan (CH4) (2-3%), părţi de hidrocarburi superioare cum sunt etanul şi etenul, apă, azot (dacă este folosit aerul în calitate de agent oxidant) şi diferite particule cum sunt particule de smoală, cocs şi uleiuri.

Oxidarea parţială poate fi făcută folosind aer, oxigen, abur sau un amestec al acestora.

Aerul de gazeificare produce gazul de generare, care poate fi folosit în cazan, motor cu ardere internă sau turbină, dar nu poate fi transportat datorită densităţii energetice mici. Oxigenul de gazeificare produce gazul de sinteză, care poate fi transportat la distanţe limitate. În sfârşit gazul de piroliză este produs printr-o reacţie termică ligno-celulosă. La momentul actual gazeificarea biomasei nu este încă dezvoltată la fel de bine precum combustia.

Ultimul dintre procesele termice de conversie, piroliza, în lipsa de oxigen, în urma căreia

se produc substanţe solide, lichide şi gazoase. Pe toată durata procesului de piroliză, care se petrece la temperaturi între 400-800°C, majoritatea celulozei şi a hemi-celulozei şi o parte din lignină se dezintegrează în molecule mai mici şi mai uşoare formând gaze la temperaturi pirolitice. În timp gazele se răcesc, unii vapori condensează formând un lichid care este uleiul de piroliză (produsul principal).

Partea rămasă a biomasei, în special lignina, este în formă solidă (cocsul). Este posibil de

a influenţa într-o oarecare măsură cantitatea de substanţe gazoase, lichide sau solide produse în urma procesului. Piroliza poate avea loc şi în prezenţa unei cantităţi mici de oxigen (‘gazeificarea’), apei (‘gazeificarea cu abur’) sau hidrogen (‘hidrogenarea’).

Procese de conversie bio-chimică

Procesele de conversie bio-chimică includ fenomenele biologice necesare pentru conversia biomasei. Cele mai mari oportunităţi sunt acelea de producere a alcoolului din biomasă care conţine zahăr, amidon şi / sau celuloză prin fermentarea biomasei, şi producerea de biogaz din deşeuri organice prin digestia anaerobă a biomasei. Ambele tehnologii sunt pe larg folosite pentru producerea de energie.

Digestia anaerobă este un proces biologic prin care deşeurile organice sunt convertite în

biogaz, adică un amestec de CH4 (60-66% per volum) şi CO2. Pe durata acestui proces macromoleculele organice ale biomasei se degradează printr-un proces natural de populare cu bacterii într-un mediu anaerob (fără oxigen). Această bioconversie are loc în digestoare, adică nişte containere etanşe, oferind condiţii ideale pentru fermentarea bacteriilor (“fermentare”) şi producerea de biogaz.

Se poate defini biogazul vegetal şi comunal. Producerea de biogaz se poate realiza la

diferite temperaturi, fiecare corespunzând diferitor grupuri de bacterii, şi anume psychrophilic (la temperatura mediului ambiant), mesophilic (temperatura între: 28 şi 36°C), şi thermophilic (temperatura între: 48 şi 53°C). O centrală de producere a biogazului poate fi cu stocare sau cu producere pentru utilizare directă. Primul tip are de obicei de o capacitate mai mare şi cu o durată de digestie mai mare, pe când al doilea tip are o capacitate mai mică şi un timp mai scurt de digestie.


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

În timpul digestiei anaerobe 30-60% din solidele care intră sunt convertite in biogaz. Produsele secundare sunt reziduuri şi diferite substanţe solubile în apă. Etapele detaliate pentru procesul de digestie anaerobă sunt următoarele:

• Lichidul şi solidele sunt colectate în rezervoare separate pentru a asigura alimentarea continuă pentru digestor. Alte materiale sunt colectate în rezervoare separate.

• Apoi solidele şi lichidele sunt introduse într-un vas de amestec, respectând proporţiile pentru a forma un amestec omogen.

• Amestecul omogen este fermentat în digestorul anaerob. O instalaţie care se roteşte permanent are rolul de a evita segregarea amestecului. Durata procesului de producere a biogazului depinde de temperatură şi de conţinutul amestecului. Temperatura corectă este menţinută cu ajutorul unui schimbător de căldură.

• Biogazul este stocat într-un rezervor. • Biogazul trebuie purificat (desulfurat, dehidrat) şi trebuie să-i fie crescută presiunea

înainte de utilizare. • Produsul rămas în urma fermentării (compostul) este stocat în bazine izolate. Compostul

este de obicei refolosit în agricultură.

Fermentarea etanolului este o fermentare a substanţelor vegetale care conţin o cantitate suficientă de polimeri de zahăr, cum sunt amidonul sau celuloza (porumbul, trestia de zahăr, sfecla de zahăr, porumbul energetic, etc.) sau a plantelor cu un conţinut ridicat de celuloză. Pentru a extrage zahărul din polimerii de zahăr aceştia trebuie să treacă printr-un proces de hidroliză. Cu toate acestea unele plante, cum sunt trestia de zahăr, sfecla de zahăr conţin zahăr sub formă de monomer, şi atunci nu este nevoie de hidroliză.

Produsul fermentaţiei, etanolul (de asemenea denumit etilglicol) este folosit în calitate de

combustibil sau ca un combustibil secundar. În Europa principalele culturi pentru producerea bio-etanolului sunt culturile care conţin amidon (grâul) şi sfecla de zahăr. Sfecla de zahăr se cultivă în majoritatea ţărilor UE-25, si poate produce cu mult mai mult etanol la hectar decât grâul.

Dezavantajul producerii de bio-etanol este acela că resursele primare sunt importante şi pentru industria alimentară. Principalele etape de producere a bio-etanolului sunt următoarele:

• Măcinarea produselor agricole. • Prelucrarea termică a amidonului sau a suspensiilor de zahăr. • Fermentarea. • Distilarea. • Concentrarea alcoolului până la concentraţie de până la 95%. • Colectarea alcoolului de 95% prin dehidrare chimică sau prin filtrare cu membrane.

Procese de conversie fizico-chimică

Cele mai importante procese de conversie fizico-chimică sunt procesele de producere a

uleiului vegetal şi esterificarea acestui ulei în acid methyl-ester ca un înlocuitor a combustibilului diesel. Această tehnologie este folosită pe larg în Europa. Uleiul vegetal din seminţe de rapiţă şi floarea soarelui poate fi folosit direct în motoare cu ardere internă, dar această utilizare are unele dezavantaje, dar care sunt eliminate prin esterificare.

Pe durata acestui proces moleculele mari de ulei se rup în bucăţi mai mici. Seminţele

colectate sunt introduse într-o presă unde se extrage uleiul care apoi este amestecat cu alcool metilic si apoi decantat. Glicerina este extrasă din partea de jos a vasului, iar partea methyl-


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

esterizată este extrasă din partea de sus. După o re-esterizare combustibilul este tratat cu apă iar excesul de alcool metilic este eliminat. Produsul final a esterificării este biodieselul.

Pe lângă uleiurile vegetale, alte uleiuri naturale şi grăsimi pot fi folosite pentru

esterificarea biodieselului. Scopul principal al esterificării este de a reduce viscozitatea astfel încât biodieselul să poată fi folosit în orice motor diesel. Reziduurile solide au un conţinut ridicat de proteine, aşa că ele sunt brichetate şi apoi folosite în calitate de furaj.

Producerea de energie din biomasă

La momentul actual există mai multe tehnologii pentru producerea energiei din biomasă. Producerea energiei termice (pentru consum domestic şi industrial), a energiei electrice (sau producerea combinată de energie electrică şi termică – cogenerarea) şi transportul combustibililor sunt posibile folosind mai multe tehnologii. Mai jos sunt prezentate cele mai răspândite tehnologii care sunt folosite astăzi în Europa. De asemenea sunt analizate şi tehnologiile care astăzi sunt încă în fază de dezvoltare, dar care pot avea un impact major în viitorul apropiat.

Producerea de energie electrică şi termică prin combustia biomasei solide

Metoda cea mai utilizată pentru producerea căldurii din biomasă solidă este combustia directă, care este în funcţie de procesul de preparare (mărunţirea, peletizarea, brichetarea, etc.). În timpul combustiei directe bio-combustibilul arde la parametri controlaţi ai aerului într-o cameră de combustie. Combustia bio-combustibilului preparat este practic similară cu tehnologia arderii cărbunelui. Mai jos sunt prezentate diferite sectoare de utilizare a biomasei pentru încălzire.

Lemnul pentru aplicaţiile domestice pentru încălzire este cea mai simplă formă dar, şi cea

mai ineficientă (eficienţa este de cca. 12%) şi conduce la emisii mari de CO şi fum. Datorită eficienţei scăzute astfel de aplicaţii sunt de obicei folosite acolo unde cererea de căldură este mică. O astfel de combustie poate fi folosită în calitate de încălzire secundară acolo unde există şi o altă sursă, de aceea ea poate fi folosită în acele regiuni unde încălzirea se face doar ocazional.

În ţări unde o astfel de folosire a lemnului este binevenită s-au făcut destul de multe

progrese în ultimii ani pentru a dezvolta astfel de aplicaţii. S-au dezvoltat diferite instalaţii de ardere a lemnului care produc energie termică pentru încălzire în boilere. Multe dintre astfel de boilere sunt destul de avansate din punct de vedere tehnologic şi întrunesc standardele de emisii, având o eficienţă ridicată (mai mult de 80%). Aceste instalaţii au o piaţă în creştere în multe dintre ţările Europene şi Scandinave.

O piaţă în creştere în unele ţări este acea a folosirii peletelor pentru încălzirea domestică

centralizată. Peletele provin din industria de prelucrare a lemnului şi sunt folosite în boilere domestice complet automatizate. În unele ţări din UE biomasă este folosită în calitate de combustibil pentru producerea energiei termice care apoi este livrată în reţeaua de termoficare. În astfel de sisteme biomasa este arsă în nişte centrale termice, iar apa fierbinte este apoi distribuită prin sistemul centralizat de termoficare. Astfel de sisteme pot alimenta cu căldură de la câteva case până la câteva blocuri sau chiar oraşe întregi.


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

Utilizarea biomasei pentru termoficare este răspândită în ţari cum sunt Suedia, Danemarca, Finlanda şi Austria. În calitate de combustibil, de obicei se folosesc deşeurile lemnoase din industria forestieră şi cea a prelucrării lemnului, dar în Danemarca se mai foloseşte şi rumeguşul lemnos, iar în Suedia se folosesc şi salciile care sunt special plantate pentru aşa ceva (Suedia are peste 400 de centrale care folosesc biomasa în calitate de combustibil primar având o capacitate de peste 5 MWt). Producerea combinată de energie electrică şi termică pe bază de biomasă conduce la creşterea semnificativă a eficienţei centralei.

În ceea ce priveşte utilizarea industrială a biomasei, trebuie menţionat că lemnul se

foloseşte şi în calitate de combustibil, în special în industria de prelucrare a lemnului. Multe companii din domeniu folosesc deşeurile lemnoase care apar în urma prelucrării lemnului pentru a produce abur, care apoi este folosit pentru uscarea lemnului. La întreprinderile de producere a hârtiei producerea aburului deseori se face folosind deşeuri lemnoase. Utilizarea industrială a deşeurilor lemnoase este destul de semnificativă în toate ţările din UE care au o industrie forestieră bine dezvoltată.

Producerea de energie electrică la scară largă folosind biomasa (plus căldură şi abur

tehnologic) este folosită în întreaga lume la momentul actual. În acest sens au fost dezvoltate mai multe concepte de centrale de cogenerare. Conceptele combustiei includ arderea directă, diferite tipuri de ardere pe grătar (staţionar, în mişcare şi cu vibraţie), arderea în suspensie, şi arderea în pat fluidizat. Industria de producere a hârtiei este cea mai potrivită pentru astfel de aplicaţii deoarece acolo se produc multe deşeuri care pot fi arse pentru producerea de energie.

Din punct de vedere a tehnologiei de producere a energie electrice cea mai folosită este

ciclul convenţional cu abur. Într-o astfel de centrală biomasa arde cu un exces de aer generând căldură care apoi produce abur de înaltă presiune. Energia stocată în abur este apoi transformată în energie electrică într-o turbină care acţionează un generator electric. În cazul în care se produce numai energie electrică aburul se destinde în turbină până la o presiune foarte scăzută din condensator (turbină cu condensaţie).

În cazul în care este nevoie şi de producerea de căldură atunci aburul condensează la o

presiune mai înaltă într-un schimbător de căldură (sunt folosite turbina cu contrapresiune dar şi turbina cu condensaţie şi prize reglabile). Cu cât sunt mai mari parametrii iniţiali ai aburului, presiunea şi temperatura, cu atât randamentul centralei este mai mare. O alternativă pentru turbine sunt motoarele cu abur, care sunt de obicei folosite în centrale de cogenerare de mică putere. Principalele lor avantaje constau în robusteţea echipamentului şi cerinţe mai puţin drastice faţă de calitatea aburului decât în cazul turbinelor cu abur, dar au dezavantajul că randamentul de producere a energiei electrice este mai mic.

Producerea de energie electrică pe bază de biomasă se poate realiza şi folosind Ciclul

Rankine Organic. În acest proces biomasa este arsă într-un încălzitor de ulei, iar uleiul care are o temperatură ridicată încălzeşte un mediu organic (care are temperatura de fierbere mai joasă decât apa), acesta vaporizând, iar aburul rezultat este introdus în turbină, care acţionează un generator electric. Mediul organic necesită să fie condensat şi apoi poate fi refolosit. Astfel este posibilă producerea combinată de energie electrică şi căldură. Dar randamentul producerii de energie electrică este încă mic.

O altă posibilitate de producere a energiei electrice este folosirea motorului Stirling, care

face parte din grupul motoarelor cu destinderea gazelor fierbinţi, unde pistonul este pus în


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

mişcare datorită acestei destinderi a unui volum constant de gaz care se produce datorită unui proces extern de combustie. Datorită faptului că circuitul de operare este separat de procesul de combustie este posibilă folosirea oricărui tip de combustibil.

Tehnologia de producere a energiei electrice folosind turbine cu gaze se bazează pe

destinderea gazelor de ardere rezultate în urma arderii biomasei într-o cameră de ardere. Pentru a creşte eficienţa se mai recurge la reutilizarea aerului cald într-o turbină cu aer, care de obicei sunt de capacităţi mici şi cu un potenţial relativ ridicat. Echipamentul constă dintr-o turbină cu aer fierbinte unde se destinde aerul şi dintr-un schimbător de căldură integrat în camera de ardere unde se încălzeşte acel aer.

O altă aplicaţie a combustiei biomasei pentru producerea de energie electrică, cu un

potenţial mare în viitorul apropiat, este co-combustia biomasei cu combustibili fosili. Acest concept constă în arderea biomasei într-o proporţie cu un combustibil fosil într-o centrală existentă. Tehnologia de ardere a biomasei depinde de proporţie:

Pentru cantităţi mici (mai puţin de 5%) biomasa poate fi amestecată cu cărbune la intrare în moară;

Pentru cantităţi mai mari (5-25%) biomasa trebuie tăiată fin şi arsă folosind arzătoare speciale, ceea ce implică cheltuieli considerabile şi un consum suplimentar de energie, şi

Pentru cantităţi mari (mai mult de 25%) apare un impact important asupra cazanului şi a comportării cenuşii, ceea ce poate conduce la necesitate gazeificării combustibilului şi arderii lui folosind arzătoare pe gaz, ceea ce implică cheltuieli substanţiale.

Producerea de energie electrică şi/sau căldură pe baza bio-combustibililor gazoşi

Diferiţi combustibili gazoşi produşi din biomasă au o utilizare similară cu biomasa solidă;

dar parametrii şi caracteristicile lor principale sunt totuşi diferite. De exemplu, gazul în urma gazeificării poate fi folosit în calitate de combustibil în diferite echipamente (cazane, cuptoare), deoarece cota parte a substanţelor inerte este mare. Utilizarea locală pentru încălzire (prin combustia directă) este cea mai economică soluţie deoarece gazul nu necesită să fie epurat.

Pentru cazul producerii de energie electrică gazul trebuie să fie epurat (de exemplu să fie

înlăturată smoala) pentru a asigura o operare sigură şi fezabilă a echipamentelor. Procesul de gazeificare în pat fix cu o post-combustie ulterioară intr-un motor cu ardere internă sau o turbină cu gaze este specific alimentării descentralizate cu energie electrică, în pat fluidizat cu o post-combustie într-o turbină cu gaze este folosit pentru producerea centralizată de energie (>1 MWe). O eficienţă economică a acestei tehnologii mai ridicată se poate atinge la capacităţi mai mari de 5 MWe.

Biogazul poate fi direct utilizat pentru încălzire, dar în acelaşi timp poate fi folosit în

motoare cu ardere internă sau turbine cu gaze pentru producerea de energie electrică. Cea mai populară soluţie este folosirea lui într-un motor cu ardere internă pentru producerea combinată de energie electrică şi căldură. O parte din energia electrică şi termică produsă este folosită pentru centrala de biogaz, iar restul este vândută. În acest caz biogazul trebuie tratat (desulfurat, dehidratat).

Desulfurarea este foarte importantă deoarece prin acest procedeu se reduc emisiile de

oxizi de sulf, şi totodată se protejează şi motorul de la coroziunea acidă. Ocazional este posibil injectarea biogazului în conductele de gaz natural. În acest caz conţinutul de CH4 în biogaz


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

trebuie să fie egal cu conţinutul de CH4 din gazul natural. Aceasta se poate atinge cu tehnologii speciale de epurare care încă sunt destul de scumpe şi de aceea nu sunt recomandate.

În general procesele avansate de conversie cum sunt gazeificarea şi piroliza (piroliza este

inclusă deoarece în urma acestui procedeu se produce bio-ulei, care poate fi utilizat pentru producerea combinată de energie electrică şi căldură, iar această tehnologie aproape că a ajuns la un nivel comercial) oferă posibilitatea de a folosi tehnologii de producere a energiei cu un randament mai mare decât ciclurile cu abur. Randamentele mari sunt obţinute prin conversia biomasei mai întâi în substanţe lichide apoi în substanţe gazoase şi apoi folosite în calitate de combustibil în motoare cu ardere internă sau turbine cu gaze.

Căldura este astfel convertită în energie electrică la o temperatură mai ridicată decât în

ciclul cu abur, ceea ce face tehnologiile avansate de conversie mai eficiente din punct de vedere termodinamic Tabelul de mai jos prezintă o comparaţie a tehnologiilor pentru producerea energiei electrice şi termice din biomasă.

Tabelul 6.4. Comparaţia calitativă a tehnologiilor pentru producerea energiei electrice şi termice din biomasă

Tehnologia Economic Mediu Potenţialul de piaţă

Dezvoltarea prezentă

Combustie - Căldură +++ € +++ +++ +++

Combustie - Electricitate ++(+) €€ ++(+) +++ ++

Gazeificare +(+) €€€ +(++) +++ Piroliză (+) €€€€ (+++) ++(+)

(+ relativ scăzut, +++ relativ bine, € relativ ieftin, €€€€ relativ scump)

Bio-combustibili pentru aplicaţii din transport

Pentru a înlocui combustibilii clasici pentru transport au fost dezvoltate două strategii care diferă în principal din punct de vedere al construcţiei motorului. O abordare pe termen lung favorizează motoarele electrice acţionate cu pile de combustie, care funcţionează fără să producă emisii. Celălalt concept, care poate fi implementat într-un timp scurt, se bazează pe dezvoltarea motoarelor care folosesc combustibili alternativi. Desigur, sunt analizate şi diverse soluţii hibride.

Numitorul comun pentru toate conceptele este că ele vor avea viitor lung numai pe baza

surselor regenerabile de energie. De asemenea, aceste tehnologii trebuie să fie disponibile la nişte preţuri acceptabile, să contribuie substanţial la reducerea emisiilor de CO2, şi să dezvolte un potenţial mare pentru înlocuirea combustibililor convenţionali.

Aceste cerinţe sunt excelent îndeplinite de către bio-combustibilii, cum sunt bio-diesel-ul,

uleiul din rapiţă, etanolul, metanul din biogaz, sau de combustibilii sintetici care la momentul actual sunt în fază de dezvoltare. Combustibilii sintetici au practic aceleaşi caracteristici ca şi combustibilii fosili şi pot fi folosiţi în motoare cu doar nişte modificări destul de simple.


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

Pe lângă bio-metanul, care chimic este foarte similar cu gazul natural, bio-combustibilii sunt sub formă lichidă şi de aceea sunt uşor de stocat si distribuit prin reţelele existente de alimentare cu combustibil pentru autovehicule. Ei au o densitate energetică similară cu combustibilii convenţionali şi de aceea nu introduc restricţii pentru utilizarea autovehiculelor de capacităţi mari. Şi în sfârşit bio-combustibilii sunt uşor de stocat şi sunt o alternativă serioasă cu o mare priză la public din punct de vedere al preţului. Investiţiile mari în tehnologiile şi infrastructurile noi nu sunt neapărat necesare pentru utilizarea bio-combustibililor.

6.2.3. Aspecte tehnice care au un impact asupra cash flow-ului pe toată durata proiectelor bazate pe bioenergie

Proprietăţile combustibililor solizi din biomasă Cele mai importante proprietăţi ale combustibililor solizi din biomasă sunt umiditatea,

conţinutul de energie, densitatea, ca şi forma lor, mărimea şi cantitatea totală de cenuşă. Importanţa altor proprietăţi ale bio-combustibililor (de exemplu conţinutul diferitor elemente cum sunt azotul, sulful şi clorul, alcalinele – K, NA – şi a metalelor grele – Cd, Zn, Pb) depind de tipul bio-combustibilului, de condiţiile specifice a centralei în care acesta se foloseşte, de controlul emisiilor etc. Pentru cei mai utilizaţi bio-combustibili din lemn aceste proprietăţi nu au semnificaţie importantă şi trebuie luate în consideraţie numai în cazuri particulare

Umiditatea Cea mai importantă proprietate a biomasei din punctele de vedere al procesului de

combustie şi al proceselor de conversie termo-chimică este conţinutul de umiditate, care influenţează conţinutul de energie (puterea calorifică) a combustibilului. Conţinutul de umiditate a biomasei este determinat ca şi cantitatea de apă din material, exprimată în procente din greutatea materialului. La momentul actual sunt folosite două metode (pe bază uscată şi umedă) pentru a exprima umiditatea totală. Întotdeauna trebuie specificată metoda de măsurare a conţinutului de umiditate.

Este important de menţionat că pentru majoritatea bio-combustibililor umiditatea este

măsurată pe bază „uscată”. Această metodă este preferată deoarece diferite tipuri de biomasă au diferite conţinuturi de umidităţi. Umiditatea lemnului depinde de exemplu de perioada recoltării copacilor, de locul, de tipul şi de durata de stocare şi de preparare a combustibilului. Ea variază de la mai puţin de 10 % (produsele secundare din industria de prelucrare a lemnului) până la 50 % (reziduuri forestiere). Conţinutul de umiditate este relevant nu numai pentru puterea calorifică, dar şi pentru condiţiile de stocare, temperatura de combustie şi pentru cantitatea de gaze de ardere.

Conţinutul de energie În cele mai multe aplicaţii conţinutul de energie a biomasei este cel mai bine descris de

puterea calorifică, care de obicei este exprimată prin Puterea Calorifică Superioară (PCS) şi/sau Puterea Calorifică Inferioară (PCI). Diferenţa dintre aceste două mărimi este cauzată de căldura de vaporizare a apei care se formează din hidrogenul din material şi din apa conţinută de material, aceasta din urmă depinzând de compoziţia chimică a combustibilului.


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

PCS corespunde potenţialului maxim de energie care corespunde unei oxidări complete a unei unităţi de combustibil. Ea include şi energia termică a răcirii produselor de ardere şi a condensării vaporilor din gazele de ardere. În figura 6.15. este prezentată dependenţa puterii calorifice inferioare (PCI, în MJ/kg) a lemnului faţă de conţinutul de umiditate. După cum se poate observa PCI pentru lemn scade de la aproximativ 18,5 MJ/kg cu creşterea umidităţii totale. Este important de menţionat că PCI este zero când umiditatea totală este aproximativ 88 %.

Figura 6.15: Dependenţa PCI a lemnului faţă de conţinutul de umiditate

Densitatea

Există două tipuri de densităţi relevante pentru bio-combustibilii solizi:

• Densitatea particulelor: Descrie densitatea materialului şi este relevantă pentru procesul de combustie (de exemplu rata de evaporare, densitatea de energie etc.), unele probleme de alimentare (de exemplu pentru echipamentele pneumatice) şi probleme de stocare. Densitatea particulelor poate fi variată numai prin producerea bio-combustibililor comprimaţi şi este folosită pentru a descrie calitatea acestor produse (de exemplu o densitate mare a particulelor este un indicator a calităţii ridicate a peletelor).

• Densitatea volumică: Este definită ca raportul materialului uscat la volum şi este relevantă pentru volumul necesar pentru transport şi stocare. Ea este de asemenea importantă pentru comerţ şi pentru livrare. Densitatea volumică poate varia foarte mult.

Tabelul 6.5. Caracteristici tipice a bio-combustibililor comparativ cu cele pentru petrol şi

cărbune

Combustibil GJ/t toe/t kg/m3 GJ/m3 Volumul echivalent al păcurii (m3)

Combustibil lichid 41,9 1,00 950 39,8 1,0 Cărbune 25,0 0,60 1000 25,0 1,6 Pelete 8% umiditate. 17,5 0,42 650 11,4 3,5 Buşteni (stocaţi, 50%) 9,5 0,23 600 5,7 7,0 Reziduuri lemnoase industriale 50% umiditate. 9,5 0,23 320 3,0 13,1

Reziduuri lemnoase industriale 20% 15,2 0,36 210 3,2 12,5


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

Combustibil GJ/t toe/t kg/m3 GJ/m3 Volumul echivalent al păcurii (m3)

umiditate. Reziduuri lemnoase forestiere moi 30% umiditate. 13,3 0,32 250 3,3 12,0

Reziduuri lemnoase forestiere tari 30% umiditate. 13,3 0,32 320 4,3 9,3

Deşeuri lemnoase 15% umiditate. 14,5 0,35 60 0,9 45,9 Deşeuri lemnoase mari 15% umiditate. 14,5 0,35 140 2,0 19,7

Este important de observat influenţa umidităţii totale asupra densităţii lemnului: cu cât

este mai mare umiditatea cu atât este mai puţin combustibil. De aceea umiditatea totală trebuie specificată atunci când combustibilul este cântărit. Biomasa este mai uniformă pentru unele proprietăţi în comparaţie cu cărbunele sau petrolul. Câteva valori tipice care corespund proprietăţilor bio-combustibililor solizi în comparaţie cu petrolul şi cărbunele sunt prezentate în tabelul 6.5.

Cantitatea totală de cenuşă şi temperatura de topire a cenuşii

Cantitatea totală de cenuşă depinde de tipul biomasei şi de impurităţi. Este important pentru puterea calorifică şi determină dacă bio-combustibilul este bun pentru a fi utilizat în centralele cu combustie directă. Cantitatea totală de cenuşă este măsurată pe bază uscată, care se referă la reziduul solid rămas după combustia completă. Cantitatea totală de cenuşă pentru lemn este în general de aproximativ 1 %, iar pentru alte tipuri de biomasă, în special cele agricole, cantitatea totală de cenuşă este mult mai mare.

Pentru anumiţi bio-combustibili temperatura de topire a cenuşii este de asemenea un

indicator foarte important mai ales pentru procesele de combustie, deoarece temperatura înaltă de combustie poate conduce la topirea cenuşii şi la formarea zgurei, ceea ce poate conduce la unele defecţiuni în funcţionarea centralei şi la costuri ridicate de mentenanţă. O temperatură joasă de topire a cenuşii este caracteristică pentru cele mai multe tipuri de biomasă din plante, pe când biomasa lemnoasă de obicei nu este afectată de problemele legate de temperatura de topire a cenuşii.

Forma şi mărimea particulelor Forma şi mărimea particulelor şi mărimea de distribuţie a bio-combustibililor solizi sunt

nişte caracteristici relevante pentru transportul şi managementul combustibilului la centrală. În practică, forma şi mărimea variază foarte mult, de la particule mici la bucăţi mari de lemn. Diferite forme necesită diferite echipamente specifice pentru producerea, transportul, stocare, alimentarea şi combustia combustibilului.

Proprietăţile bio-combustibililor lichizi şi gazoşi Conţinutul gazului de sinteză (produs al gazeificării) depinde de tehnologia de

gazeificare, compoziţia biomasei şi de temperatura de proces. Gazul de sinteză de obicei conţine CO, CO2, azot (N2), CH4 şi hidrogen (H2). CO2 şi N2 sunt nişte componente dezavantajoase din


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

punct de vedere al puterii calorifice deoarece ele nu ard. Puterea calorifică a gazului de sinteză depinde de compoziţia lui. Puterea lui calorifică este de aproximativ 5-15 MJ/m3, si este mai mică decât cea a gazului natural.

Biogazul (şi într-o măsură mai mică gazul de la gropile de gunoi – un gaz bogat în metan)

este foarte similar cu gazul natural, dar are un conţinut mai mic de CH4 si de aceea şi o putere calorifică mai mică. Într-adevăr componentele principale ale biogazului sunt CH4 50-65% şi CO2 25-40%, dar el de asemenea conţine şi sulfuri, CO şi H2. Puterea calorifică a biogazului depinde de elementele non-combustibile (N, CO2). PCI mediu pentru biogaz este între 20-24 MJ/m3.

Biodieselul este similar cu dieselul din petrol. El de obicei este produs din rapiţă, floarea

soarelui si soia, în funcţie de zona geografică. Aceste seminţe conţin 44-50 % de ulei, si 85-92 % poate fi extras, iar restul se regăseşte în reziduuri. Uleiul esterizat din rariţă se numeşte Metil Ester din Rapiţă iar cel din soia Metil Ester din Soia. „Biodieselul verde” (uleiul vegetal purificat) este mai ieftin decât Metil Esterul din Rapiţă şi pe baza lui se pot produce mai multe feluri de diesel.

Bioetanolul este cel mai răspândit combustibil din clasa bio-combusitibililor lichizi.

Bioetanolul poate fi folosit în locul combustibililor bazaţi pe uleiuri minerale, sau amestecat cu benzina. În cele mai multe cazuri bioetanolul este amestecat cu izobutilena pentru a obţine nişte parametri mai buni pentru combustibil (producere de Ethyl-tertio-butyl-ether – sau ETBE). ETBE este cel mai preferat pentru a creşte cifra octanică, care înlocuieşte MTBE (methyl-tertio-butyl-ether). ETBE este un bio-combustibil, în comparaţie cu MTBE, fabricat din derivaţii ale uleiurilor minerale.

Caracteristicile de performanţă a tehnologiilor disponibile Producerea de căldură Utilizarea tradiţională a lemnului pentru încălzire are o eficienţă scăzută uneori chiar de

10 %) şi în general conduce la emisii de praf şi funingine ridicate. Dezvoltarea tehnologiei a condus la folosirea unor sisteme de încălzire mult îmbunătăţite care sunt automatizate, au în dotare o filtrare catalitică a gazelor de ardere şi folosesc combustibil standardizat (cum sunt peletele). Creşterea eficienţei este evidentă: şemineele pot avea o eficienţă chiar negativă pe durata unui an (datorită pierderilor de căldură prin şemineu), pe când instalaţiile moderne de încălzire pot atinge randamente de 70-90 % cu cantităţi de emisii foarte reduse.

Instalaţiile folosite pentru combustia directă a biomasei solide sunt de diferite dimensiuni,

de la cele de uz casnic (de la 1 la 10 kW) până la cazane mari folosite în centrale de cogenerare (>5 MW). Instalaţiile intermediare sunt: cazane (intre 10 şi 50 kW) care sunt folosite pentru locuinţe, cazane de mărimi medii (între 50 şi 150 kW), care sunt folosite în case cu mai multe familii şi cazane mari (intre 150 şi 1 MW) folosite pentru sisteme centralizate de încălzire.

În multe ţări europene s-a dezvoltat o piaţă destul de mare pentru pelete, care sunt arse în

instalaţii automatizate. Cel mai important aspect este alegerea tehnologiei optime de combustie care să poată asigura o funcţionare cât mai economică a aplicaţiei în domeniul de aplicare. Domeniul de aplicare pentru diferite tehnologii de combustie este prezentat în tabelul 6.6.


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

Tabelul 6.6: Domeniul de aplicare a tehnologiilor de combustie

Tehnologia de combustie Domeniul de aplicare

Gazeificarea 10 – 500 kW Combustia în pat fix 5 – 2000 kW

Combustia pe grătar în mişcare

600 kW – 50 MW

Combustia în pat fluidizat 20 – 500 MW Combustia prin pulverizare 10 – 500 MW

Producerea energiei electrice sau producerea combinată de energie electrică şi căldură Cazanele convenţionale pentru arderea lemnului sau cazanele speciale pot fi folosite

pentru producerea de abur. La momentul actual există cazane pe piaţă cu puteri termice între 300 kWt şi 50 MWt. Stocarea combustibilului este o problemă importantă la cantităţi de biomasă mari. Turbinele cu abur sunt în principal folosite pentru producerea la scară largă a energiei electrice sau a energiei electrice şi termice în cogenerare, centralele având capacităţi mai mari de 10 MW. La această scară această tehnologie este deja la stadiul de maturitate şi este folosită în toată lumea. Pentru aplicaţii mai mici insă turbinele cu abur sunt mai puţin convenabile datorită eficienţei scăzute, randamentelor scăzute la sarcini parţiale si costurilor specifice de investiţie relativ mari în comparaţie cu centralele mari.

Dezvoltările de ultima oră permit cuplarea directă a turbinei cu abur la sistemul de

combustie pentru aplicaţii mici. Randamentul de producere a energiei electrice pentru ciclurile cu turbină cu abur este de obicei între 15 şi 38 % (în funcţie de mărime). Randamentul total al sistemului (pentru cazul centralelor de cogenerare) este de aproximativ 80 %. În general, randamentul electric pentru ciclurile cu abur depinde de echipament şi de parametrii mediului de răcire si de presiunea şi temperatura aburului viu.

O altă posibilitate este folosirea aburului produs în motorul Spilling în locul utilizării

turbinei cu abur. Puterea unei astfel de instalaţii variază între 30 şi 500 kW. Această tehnologie are un randament mic de producere a energiei electrice (8-20 %). Randamentul de producere a energiei electrice pentru ciclul organic Rankine este intre 17 şi 18 % pentru sisteme de capacităţi cuprinse între 400 şi 1500 kWe. Motoarele Stirling sunt cele mai utilizate pentru producerea combinată de energie electrică si căldură si au capacităţi între 10 şi 150 kW, iar randamentul electric este într 20 şi 28%.

Turbinele cu gaze cu combustie indirectă sunt o tehnologie în stadiu de maturitate, dar

folosirea biomasei necesită un sistem special de schimb de căldură care este încă destul de scump si necesită să fie dezvoltat. Eficienţa unor astfel de sisteme variază între 20 şi 24 %. Turbinele cu gaze presurizate cu ardere directă cuplate la un sistem de gazeificare rămân în stadiu de cercetare dar au potenţial în special în domeniul de puteri între 5 şi 20 MWe.

Cele mai multe centrale care funcţionează pe bază de biomasă sunt caracterizate de un

randament termic şi al cazanului relativ mici; atât caracteristicile combustibilului cât şi capacităţile instalate mici contribuie la diminuarea randamentului. Capacităţile tipice pentru o centrală pe biomasă cu operare insularizată sunt cuprinse între 20 şi 50 MWe (constrângerile


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

apar din cauză disponibilităţii de combustibil) având randamente electrice de 25-30 %. Astfel de centrale sunt economice numai atunci când există surse de combustibil la preţuri mici sau când sunt folosite taxele de carbon sau există facilităţi pentru producătorii de energie din resurse regenerabile.

În ultimii ani conceptele avansate de combustie au pătruns pe piaţă. Utilizarea tehnologiei

de combustie în pat fluidizat şi epurarea avansată a gazelor de ardere permite producerea eficientă de electricitate (şi căldură din biomasă. Pentru capacităţi instalate între 50-80 MWe (în zone împădurite) randamentul electric poate atinge valori de 30-40 %. Randamente chiar mai mari de producere a energie electrice pot fi atinse atunci când biomasa este gazeificată şi procesată folosind diferite tehnologii.

Gazul de sinteză este în principal folosit în unităţi cu capacităţi cuprinse între 1-10 MWe.

Turbinele cu gaze şi motoarele cu ardere internă pe gaz sunt folosite în acest caz pentru producerea energiei. Cea mai avansată tehnologie pentru producerea energiei electrice este motorul cu ardere internă care poate atinge randamente de 25-40 %. Motoarele cu ardere internă sunt o tehnologie foarte bine dezvoltată şi sunt disponibile în fază comercială într-o gamă largă de puteri. Au fost dezvoltate destul de multe proiecte în care motorul cu ardere internă a fost cuplat cu o instalaţie de gazeificare, dar apăreau probleme de tratare a gazelor care încă nu au fost rezolvate. La momentul actual se analizează utilizarea motoarelor cu ardere internă pe bio-ulei.

Pilele de combustie au fost analizate pentru a folosi gazul de sinteză, dar încă este nevoie

de cercetări în acest domeniu. Folosirea practică a tehnologiei integrate de gazeificare este limitată datorită schimbărilor continue a calităţii produselor gazoase. Tehnologia de gazeificare este dezvoltată numai pentru lemn sau deşeuri lemnoase. O altă problemă practică este tratarea gazelor obţinute în urma gazeificării biomasei.

Randamentul electric prin producerea de energie folosind procesul de gazeificare în pat

fix este de 15-30 %. Randamentul de producerea a energiei electrice folosind procesul de gazeificare în pat fluidizat este de 20-25 %, iar cel total (termic + electric) este de aproximativ 85 %. Ciclurile avansate de producere a energiei electrice bazate pe tehnologii integrate de gazeificare au fost dezvoltate în anii 1990, dar aceste tehnologii au un potenţial mare numai atunci când puterile instalate sunt între 10 şi 100 MWe. Un astfel de proiect a fost dezvoltat cu succes în Marea Britanie la Yorkshire.

Şi în final randamentul de conversie a biogazului din biomasă în căldură şi/sau energie

electrică (în motoare cu ardere internă, turbine cu gaze, cicluri combinate, etc.) depinde foarte mult de disponiblitatea stocurilor. În principal substanţa organică uscată afectează producţia de biogaz, dar diferite stocuri cu aceeaşi cantitate de substanţă organică uscată pot produce diferite cantităţi de biogaz. De aceea, raportul de conversie a biogazului din substanţă organică uscată variază între 160-890 m3 biogas/t de substanţă organică uscată. Biogazul poate fi folosit atât la producerea separată de energie electrică şi termică cât şi la producerea lor combinată. Unele centrale vând biogazul altor centrale care produc energie.

Bio-combustibili lichizi În timpul combustiei în echipamente mari uleiul vegetal este ars cu ajutorul unor sisteme

de presiune sau rotative. În echipamente mai mici se poate arde numai combustibil cu un


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

conţinut mic de ulei vegetal. Combustia uleiului vegetal pur în astfel de echipamente poate fi realizată cu modificări speciale. Motoarele pentru automobile au fost dezvoltate mai mult în această direcţie.

Atunci când se foloseşte uleiul vegetal consumul de combustibil creşte cu 3-5 % si apar

alte probleme tehnice (schimbul frecvent de ulei, probleme de pornire la rece, schimbări frecvente de garnituri, etc.). În cazul în care uleiul vegetal nu este destul de pur atunci se deteriorează filtrele de combustibil, iar pornirea unor astfel de motoare diesel este destul de dificilă în special pe durata perioadei reci a anului. Metil esterul de rapiţă nu prezintă astfel de probleme la temperaturi mai ridicate de -16˚C.

În cazul biodieselului nu apar astfel de probleme. Emisiile sunt mai mici şi au un impact

mai mic asupra mediului. Emisiile de CO şi HC sunt similare cu cele ale unui motor diesel pe combustibili convenţionali, dar pentru vehiculele mai mari (autobuse, tiruri, etc.) aceste valori sunt mai mici. Cantitatea de funingine este pentru unele cazuri mai mică cu aproape 50 % la biodiesel. Numai emisiile de NOx sunt mai ridicate decât pentru cazul combustibililor convenţionali.

Pe lângă avantajele sale, biodieselul are şi câteva dezavantaje, cum sunt distrugerea

părţilor din cauciuc, de aceea ele trebuie înlocuite cu unele din polymer sau metal. Motoarele care funcţionează pe biodiesel au un randament mai mic cu 5-10 %, iar consumul de combustibil creşte cam cu 5-10 % Pentru amestecurile de combustibil (biodieselul 10-30 % şi combustibil convenţional) nu apare nici pierderea de putere nici probleme de pornire la rece.

Bioetanolul este folosit pentru motoare convenţionale pe benzină în amestecuri de

combustibili de până la 20 %, deoarece cifra octanică creşte iar emisiile scad. Raportul optim între combustibilul convenţional şi cel bio este chiar mai mic, 85:15. Etanolul pur poate fi folosit numai în motoare special modificate, cu un rezervor mai mare deoarece conţinutul de energie a bioetanolului este mai mic decât cel al benzinei (1 l de etanol = 0,65 l de benzină). O altă problemă este că bioetanolul distruge vopseaua şi cauciucul sau părţile din plastic.

Probleme de pornire la rece de asemenea pot apărea, şi emisiile de NOx, CO2, aldehide de

alcool pot creşte. Emisiile de CO şi SO2 sunt mai mici , iar durata de viaţă a unor astfel de motoare este mai mare deoarece temperatura de operare este mai mică (temperatura de combustie). ETBE poate fi folosit ca un aditiv pentru benzină. De obicei se adaugă 5-7 %, până la maxim de 10 %.


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

6.3. Tehnologii care folosesc în calitate de sursă primară energia solară

6.3.1. Sisteme fotovoltaice 6.3.1.1 Introducere

Celulele fotovoltaice (PV-photovoltaic) sau solare, cum sunt adesea denumite, sunt dispozitive semiconductoare care convertesc energia solară în electricitate de curent continuu (DC). Termenul „foto” provine de la cuvântul din limba greacă “phos” care înseamnă lumină. Termenul “volt” reprezintă recunoştinţa adusă lui Alessandro Volta (1745-1827), primul care s-a ocupat de studiul electricităţii. Astfel termenul “fotovoltaic” se poate traduce literal prin “lumină-electricitate”.

Grupuri de celule fotovoltaice sunt din punct de vedere electric înseriate în module, care

pot fi folosite la încărcarea bateriilor, funcţionarea motoarelor sau la alimentarea oricărui alt consumator. Cu un echipament electric de conversie adecvat, sistemele fotovoltaice pot produce curent alternativ (AC), devenind compatibile cu orice aplicaţie convenţională, operând în paralel şi interconectate cu reţeaua electrică.

Istoria celulelor fotovoltaice

Cercetările ştiinţifice ale efectului fotovoltaic (fotoelectric) au început în 1839, când fizicianul francez Henri Becquerel a descoperit apariţia unor încărcări de purtători de sarcină pozitivi şi negativi într-un semiconductor, în momentul în care lumina întâlneşte suprafaţa acestuia. Primele celule fotovoltaice convenţionale, produse la sfârşitul anilor ’50 şi de-a lungul anilor ’60, erau în principal folosiţi pentru a furniza energie electrică sateliţilor orbitali ai Pământului.

În anii ’70, progresele făcute în producerea, performanţa şi calitatea modulelor

fotovoltaice, au ajutat la reducerea costurilor şi au deschis o serie de oportunităţi pentru alimentarea cu energie a aplicaţiilor terestre portabile, incluzând încărcarea bateriilor dispozitivelor auxiliare de navigare, ale echipamentelor de telecomunicaţii, de semnalizare şi alte echipamente ce necesitau un consum redus de energie. În anii ’80, celulele fotovoltaice devin o sursă populară de energie pentru dispozitive electronice de larg consum, incluzând calculatoare, ceasuri, radiouri, lanterne şi alte aplicaţii ce utilizau baterii reîncărcabile de capacităţi reduse.

Ca urmare a crizei energetice din anii ’70, au început eforturi semnificative pentru

dezvoltarea de sisteme electrice bazate pe celule fotovoltaice, pentru uz casnic sau comercial, utilizate atât autonome în zone izolate cât şi pentru aplicaţii interconectate. În aceeaşi perioadă, aplicaţiile internaţionale ale sistemelor fotovoltaice la alimentarea cu energie electrică a clinicilor din mediul rural, refrigerare, pomparea apei, telecomunicaţii şi case neracordate la reţeaua electrică, au sporit mult, păstrând o pondere majoră în piaţa mondială actuală a produselor fotovoltaice.

Astăzi producţia mondială de module fotovoltaice creşte cu aproximativ 25 de procente

anual, iar programele majore din SUA, Japonia şi Europa accelerează implementarea sistemelor fotovoltaice în clădiri şi interconectarea lor prin reţeaua electrică.


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

Avantajele celulelor fotovoltaice Sistemele fotovoltaice au o serie de calităţi şi avantaje unice, faţă de sistemele clasice sau

alte tehnologii neconvenţionale de generare a energiei electrice. Independenţa energetică şi compatibilitatea cu mediul sunt două caracteristici atractive ale sistemelor fotovoltaice, combustibilul (lumina solară) este gratis iar funcţionarea lor nu generează zgomot sau poluare. Aceste sisteme nu au părţi în mişcare, sunt modulare, uşor de extins şi chiar de transportat în unele cazuri.

Astăzi modulele fotovoltaice sunt extrem de sigure şi fiabile, cu rate mici de defectare şi

durate de viaţă de 20-30 ani. Majoritatea producătorilor mari oferă garanţii de 20 de ani sau chiar mai mult.

Sistemele fotovoltaice pot fi proiectate pentru o mare varietate de aplicaţii şi necesităţi,

pot fi folosite atât în generarea centralizată cât şi distribuită a energiei electrice. În prezent costul ridicat al modulelor şi echipamentelor (comparativ cu sursele convenţionale de energie) reprezintă principalul factor limitativ pentru această tehnologie. În consecinţă valoarea economică a acestor sisteme este recuperată după mulţi ani. Ţinând cont însă de costurile aferente întregului ciclu de viaţă, soluţiile fotovoltaice sunt mai atractive ca cele clasice, care au un cost iniţial mai scăzut, dar care implică costuri de exploatare semnificative.

Sistemele fotovoltaice pot fi de asemenea atractive în zonele rurale unde nu există reţea

electrică, deşi privind doar din punctul de vedere al recuperării investiţiei, pot părea uneori neatractive, datorită costurilor mari de instalare. În final se poate spune că implementarea unui sistem fotovoltaic poate aduce multe efecte pozitive, care sunt greu de estimat doar din punct de vedere financiar, dar care fără discuţie oferă beneficii economice şi sociale semnificative

6.3.1.2 Principiile tehnice de funcţionare

Celulele solare (fotovoltaice) sunt compuse din diferite materiale semiconductoare.

Semiconductorii sunt materiale care devin conductoare din punct de vedere electric, când sunt alimentate cu lumină sau căldură, dar care funcţionează ca izolatori la temperaturi scăzute. Peste 95% dintre celulele solare produse pe piaţa internaţională folosesc drept material semiconductor siliciul (Si). Siliciul, care este al doilea element ca pondere în scoarţa terestră, are avantajul de a fi disponibil în cantităţi suficiente şi în plus prelucrarea lui nu afectează mediul.

Pentru a produce o celulă solară, semiconductorul este contaminat sau „dopat”. Doparea

constă în introducerea intenţionată de elemente chimice, pentru a se obţine un surplus de purtători de energie pozitivă (strat semiconductor conducător de tip p) sau negativă (de tip n) în materialul semiconductor, (figura 6.16.). Când materialele semiconductoare de tip n şi p vin în contact, electronii în exces se deplasează din zona de tip n în cea de tip p.


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

Figura 6.16. Schema straturilor semiconductorului

Rezultatul este apariţia la interfaţa dintre cele două zone a unei încărcări pozitive în zona

de tip n şi o încărcare negativă în zona de tip p. Datorită fluxului de electroni şi goluri, cele două componente semiconductoare se comportă ca o baterie, generând un câmp electric în zona comună de contact –aşa numita joncţiune p/n. La această joncţiune apare un câmp electric interior care duce la separarea purtătorilor de sarcină produşi de lumină.

Câmpul electric determină deplasarea electronilor din semiconductor către suprafaţa

negativă, unde devin disponibili pentru circuitul electric. La acelaşi moment de timp, golurile se deplasează în direcţie opusă, către suprafaţa pozitivă, unde aşteaptă sosirea electronilor. Prin contactele electrice se poate evacua acest curent către o sarcină electrică. Dacă circuitul extern este închis, adică un consumator este conectat, curentul continuu (DC) astfel obţinut circulă prin acesta, lucru descris în figura 6.17.

Celule fotovoltaice, module şi panouri

Celulele fotovoltaice se prezintă sub multe dimensiuni, dar cele mai multe au 10cmX10cm. O celulă solară tipică din cristale de siliciu are culoarea albastru intens şi cântăreşte mai puţin de 10g. O singură celulă produce în medie 1,5W la o tensiune de 0,5V, în condiţii optime. Singură nu este foarte utilă pentru necesarul unui circuit electric. Pentru a obţine tensiunile şi puterile cerute de diverse aplicaţii, celulele solare sunt interconectate (cablate împreună în serie şi în paralel), pentru a forma unităţi mari numite module şi panouri fotovoltaice.


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

Figura 6.17. Efectul fotovoltaic într-o celulă solară

Figura 6.18. Celule solare, module şi panouri

Celulele solare sunt de obicei grupate în serii pentru a realiza o entitate numită modul.

Modulul este definit de obicei ca fiind cea mai mică unitate de sine stătătoare într-un panou. Aceasta înseamnă că este alcătuit dintr-un grup de celule conectate împreună şi capsulate formând o unitate. Numărul de celule dintr-un modul este de obicei determinat de tensiunea pe care trebuie să o furnizeze. Cum un sistem uzual necesită baterii de 12V, mulţi fabricanţi produc module dimensionate după tensiunile bateriilor. Un modul standard pentru încărcarea unei baterii are între 33 şi 36 de celule (el trebuie să furnizeze peste 12V pentru a putea încărca o baterie).

Celulele solare interconectate sunt de obicei introduse în etil-vinil-acetat (EVA), care este

o substanţă transparentă, sunt prinse cu o ramă din aluminiu sau oţel şi acoperite cu sticlă


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

transparentă în partea frontală. O secţiune transversală a unui astfel de modul fotovoltaic este dată în figura 6.19, fiind reprezentate schematic toate straturile componente.

Figura 6.19. Secţiune transversală printr-un modul fotovoltaic tipic

Panourile fotovoltaice sunt formate dintr-un număr de module conectate împreună pentru

a putea furniza puterea necesară, având o ieşire adecvată de curent/tensiune. Modulele tipice generează o putere nominală de 75-120Wp (Watts peak–putere maximă sau de vârf). Un sistem casnic tipic de 1,5-2 kWp poate cuprinde între 12 şi 24 de module, acoperind o arie de 12-40m2, funcţie de tehnologia folosită şi orientarea panoului faţă de soare.

Configurarea sistemelor fotovoltaice

Un sistem energetic fotovoltaic este compus din trei subsisteme:

Pe partea de generare a puterii, un sistem de elemente foltovoltaice (celule, module, panouri) realizează conversia energiei solare în energie electrică.

Pe partea de utilizare a puterii, sistemul constă în special din sarcina electrică, căreia i se aplică energia obţinută prin efect fotovoltaic.

Între acestea două avem nevoie de al treilea subsistem care face posibilă alimentarea sarcinii cu energia obţinută. Acest subsistem este de obicei numit „baza sau balanţa sistemului” (BOS).

Figura 6.20 prezintă elementele necesare pentru a furniza sarcinii (care în acest exemplu

este o casă) puterea produsă de sistemul fotovoltaic. Sistemele fotovoltaice autonome folosesc baterii de stocare pentru a furniza energie zi şi noapte. Chiar şi în cazul unei case conectate la reţeaua electrică, celulele fotovoltaice pot produce energie (care este converită din curent continuu DC în alternativ AC) de-a lungul zilei. Surplusul de electricitate poate fi vândut în reţea pe timpul zilei, urmând să preia din aceasta energie pe timp de noapte sau când vremea este nefavorabilă.

Baza sistemului (BOS) constă de obicei din structuri pentru montarea panourilor şi

modulelor fotovoltaice, a echipamentelor de reglare şi conversie a energiei, pentru a o aduce la frecvenţa şi tensiunea cerute de sarcină. BOS poate să includă dispozitive de stocare (baterii) astfel încât energia obţinută să poată fi utilizată pe timp de noapte sau în zilele înnorate.


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

Figura 6.20. Schema configurării unui sistem fotovoltaic

Tipuri de sisteme fotovoltaice Sistemele energetice fotovoltaice sunt în general clasificate în funcţie de necesităţile lor

funcţionale şi operaţionale, configuraţia lor şi modul în care echipamentul este conectat cu alte surse şi sarcini electrice. Cele două categorii principale sunt: sisteme conectate la reţea şi sisteme izolate (autonome). Sistemele fotovoltaice pot fi concepute să furnizeze curent continuu (DC) sau alternativ (AC), pot funcţiona interconectate sau independente şi pot fi conectate cu alte surse de energie şi sisteme de stocare a energiei.

Principala arie de interes la nivelul Europei o reprezintă astăzi sistemele fotovoltaice

conectate la reţeaua electrică. Aceasta înseamnă că de-a lungul zilei electricitatea generată de sistemele fotovoltaice poate fi folosită imediat (lucru care este normal pentru sistemele instalate la birouri şi alte clădiri comerciale), sau poate fi vândută către una din companiile furnizoare de electricitate (caz întâlnit în special la sistemele casnice, unde locatarii pot lipsi de-a lungul zilei).

Seara, când sistemul solar nu mai poate furniza energia necesară, acesta poate fi

cumpărată înapoi din reţea (conceptul de buy-back). Prin urmare reţeaua electrică funcţionează ca un sistem acumulator de energie, ceea ce înseamnă că sistemele fotovoltaice nu mai trebuie să conţină acumulatoare pentru stocarea energiei.

Sisteme fotovoltaice conectate la reţea (o schemă tipică în acest sens este dată în figura

6.21.) sunt adesea integrate în clădiri. Tehnologia fotovoltaică este ideală pentru utilizare pe clădiri, oferind energie fără poluare şi zgomot, fără utilizarea unui spaţiu suplimentar. Folosirea sistemelor fotovoltaice pe clădiri a luat amploare în Europa în ultimii ani, multe exemple impresionante fiind deja puse în funcţiune.


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

Figura 6.21. Schema unui sistem fotovoltaic conectat la reţea şi componentele necesare

Sistemele fotovoltaice pot fi încorporate în clădiri în diverse moduri. Acoperişurile înclinate sunt un loc ideal, unde modulele pot fi montate simplu utilizând rame. Sistemele fotovoltaice pot fi de asemenea încorporate în structurile de construcţie actuale, de exemplu plăcile (ţiglele) de acoperiş cu celule fotovoltaice sunt disponibile şi interschimbabile cu cele clasice. În plus modulele fotovoltaice pot fi încorporate în faţadele clădirilor sau umbrare precum şi în alte moduri.

Sistemele fotovoltaice autonome sunt proiectate să funcţioneze în mod independent faţă

de reţeaua electrică şi sunt în general proiectate şi dimensionate pentru a alimenta sarcini electrice precise. Aceste tipuri de sisteme pot fi alimentate doar de panouri fotovoltaice, sau pot folosi vântul ori un generator antrenat de un motor cu ardere internă sau o reţea electrică, drept sursă auxiliară de energie, un astfel de sistem fotovoltaic fiind unul hibrid. Figura 6.22. oferă o prezentare schematică a unui sistem fotovoltaic independent.

Cel mai simplu tip de sistem fotovoltaic independent este unul cuplat direct, unde ieşirea

în curent continuu a unui modul sau panou este conectată direct la o sarcină ce suportă alimentare în curent continuu. Din moment ce nu există nici o soluţie de stocare a energiei electrice (baterii), în sistemele cuplate direct sarcina poate funcţiona doar cât timp este soare, aceste configuraţii de sisteme fotovoltaice fiind utile pentru diverse aplicaţii precum antrenarea ventilatoarelor, a pompelor de apă sau pentru mici pompe de circulaţie pentru sistemele solare de încălzire a apei. În multe sisteme fotovoltaice independente se folosesc baterii pentru stocarea energiei. Figura 6.22. prezintă un sistem fotovoltaic independent care poate alimenta cu energie o sarcină de curent continuu sau alternativ.


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

Figura 6.22.: Schema unui sistem fotovoltaic independent ce alimentează o sarcină de curent

continuu (DC) sau alternativ (CA)

6.3.1.3 Aspecte tehnice care au impact asupra fluxurilor financiare pe perioada de funcţionare a sistemelor fotovoltaice

Toate aspectele tehnice care au un impact asupra fluxurilor financiare (cheltuieli şi

încasări) pe întreaga perioadă de funcţionare a sistemelor fotovoltaice sunt raportate la performanţa globală a acestor sisteme. Pentru a putea evalua factorii care influenţează în principal performanţa sistemului fotovoltaic, este esenţial să cunoaştem întâi principiile de funcţionare ale celulelor solare, care sunt explicate pe scurt în următorul paragraf.

Caracteristicile funcţionale ale celulelor solare Numeroase teste de laborator au condus la măsurarea performanţelor celulei solare. Au

fost stabilite condiţii precise numite condiţii standard de testare (STC), utilizate ca standarde industriale pentru testare, acestea fiind următoarele:

temperatura = 25 °C iluminarea = 1.000 W/m2 densitatea aerului = AM 1.5

Densitatea aerului se referă la densitatea atmosferei prin care trece lumina solară şi este

un indicator important al caracteristicilor luminii disponibile, deoarece celulele solare utilizează radiaţia solară la anumite lungimi de undă. Pentru soarele aflat în mijlocul cerului (la miezul zilei), densitatea aerului este egală cu 1. Cantitatea de curent produsă de celulele fotovoltaice este funcţie de tensiune, curbele de variaţie curent-tensiune (I-V) ale celulei solare arată dependenţa dintre ele. Aceste curbe sunt utilizate pentru a determina cum se comportă celulele în condiţii precise (cunoscute) şi pentru a compara diferite celule. Figura 6.23. prezintă o curbă tipică I-V, pentru o celulă dintr-o structură cristalină de siliciu, în condiţii standard. Valorile obţinute sunt date mai jos:

Isc = curentul de scurtcircuit = 3.36 A Voc = tensiunea în circuit deschis = 0.6 V Pmax = puterea maximă = 1.5 W Imax = curentul la Pmax = 3 A Vmax = tensiunea la Pmax = 0.5 V


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

Figura 6.23. Curba I-V pentru o celulă de siliciu, testată în condiţii standard

Figura 6.24. Răspunsul în curent al celulei solare la diferite valori ale intensităţii luminii

Puterea debitată de celulă este aproape direct proporţională cu intensitatea luminii solare.

O proprietate importantă a celulei fotovoltaice este aceea că tensiunea nu depinde de dimensiunea celulei şi rămâne constantă la schimbarea intensităţii luminii. Oricum curentul printr-un astfel de dispozitiv este aproximativ direct proporţional cu intensitatea luminii şi cu dimensiunea celulei. Acest lucru este ilustrat în figura 6.24.

Puterea debitată de o celulă solară poate fi crescută efectiv utilizând un mecanism de

urmărire, care să menţină celula fotovoltaică orientată direct către soare sau concentrând lumina solară cu lentile şi oglinzi. Există limitări în această privinţă datorită complexităţii mecanismelor şi a necesităţii de a menţine celulele la temperaturi moderate, pentru că ieşirea unei astfel de celule este de asemenea dependentă de temperatură.

Graficul din figura 6.25 prezintă caracteristicile unei celule la trei temperaturi diferite

(celelalte condiţii sunt identice). După s-a arătat, curentul debitat este relativ stabil al temperaturi înalte, dar tensiunea scade, conducând la o scădere a puterii pe măsură ce temperatura celulei creşte. Temperaturile ridicate ale celulei duc la puteri scăzute şi prin urmare la scăderea eficienţei.


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

Figura 6.25. Curbele I-V funcţie de temperatură pentru o celulă de siliciu

Având în vedere cele menţionate, cantitatea de putere furnizată de un dispozitiv

fotovoltaic este (exceptând dependenţa de temperatură) determinată în principal de: tipul şi suprafaţa materialului, intensitatea luminii solare, lungimea de undă a luminii solare.

Cantitatea de energie electrică produsă de o celulă solară, raportată la iradierea solară

incidentă reprezintă eficienţa celulei solare.

Tipuri de celule fotovoltaice Celule de siliciu mono-cristaline: realizate folosind celule tăiate dintr-un singur cristal cilindric de siliciu, aceasta este cea mai eficientă tehnologie fotovoltaică. Principalul avantaj al celulelor mono-cristaline îl reprezintă eficienţa crescută a acestora, în jur de 14-17%, deşi procesul de fabricare este complicat, rezultând costuri de producţie ceva mai mari ca la alte tehnologii. Celule din siliciu multi-cristaline: realizate din celule tăiate dintr-un lingou de siliciu topit şi recristalizat. În procesul de producţie, siliciul topit este pus în lingouri de siliciu policristalin, aceste lingouri sunt apoi tăiate în bucăţi mici şi asamblate în celule complete. Celulele multi-cristaline sunt mai ieftin de produs decât cele mono-cristaline, datorită procesului de fabricare mai simplu. Acestea însă au o eficienţă ceva mai scăzută de circa 12-15%, prezentând o textură granulară.


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

Film gros de siliciu: este o altă tehnologie multi-cristalină, unde siliciul este depozitat într-un proces continuu pe un material de bază, dând un aspect fin granulat, strălucitor. Ca toate celulele fotovoltaice cristaline, aceasta este capsulată într-un polimer izolator, acoperit cu sticlă şi de obicei este înconjurat cu o ramă puternică de aluminiu.

Siliciu amorf: celulele de siliciu amorf sunt compuse din atomi de siliciu, dispuşi într-un strat fin şi omogen, asemănător structurii unui cristal. Siliciul amorf absoarbe lumina mai eficient ca siliciul cristalin, deci celula poate fi mai subţire. Din acest motiv siliciul amorf este cunoscut şi ca tehnologia fotovoltaică de tip „film subţire”. Siliciul amorf poate fi depozitat într-o gamă largă de substraturi rigide sau flexibile, ceea ce îl face ideal pentru suprafeţele curbe şi modulele pliabile. Celulele amorfe sunt însă mai puţin eficiente ca cele cristaline, cu o eficienţă tipică de 5-7%, dar sunt mai uşor de produs şi de aceea mai ieftine. Costul lor scăzut le face ideale pentru multe aplicaţii unde nu este importantă o eficienţă ridicată ci un cost scăzut.

Alte filme subţiri: o serie de alte materiale promiţătoare precum cadmiu-teluriu (CdTe),

cupru-indiu-seleniu (CIS), sunt acum folosite pentru modulele fotovoltaice. Atracţia acestor tehnologii o reprezintă faptul că pot fi produse prin procese industriale cu costuri mai scăzute, comparativ cel puţin cu cele pe siliciu cristalin, iar ca eficienţă sunt mai bune ca cele pe siliciu amorf. Tehnologiile noi bazate pe procese de fotosinteză nu sunt încă pe piaţă.

Radiaţia solară şi celulele fotovoltaice Radiaţia solară furnizează o cantitate mare de energie la nivelul solului. Soarele emite

aproape toată energia sa într-o gamă de lungimi de undă cuprinse între 2x10-7 şi 4x10-6 m. Mare parte din aceasta este în spectrul vizibil. Fiecare lungime de undă corespunde unei frecvenţe şi unei energii (figura 6.26.) astfel că cea mai scurtă lungime de undă are cea mai înaltă frecvenţă şi cea mai mare energie (exprimată în electron-volt eV).

Celulele solare răspund diferit la lungimi de undă sau culori diferite. De exemplu siliciul

cristalin poate folosi întreg spectrul vizibil şi o parte din spectrul infraroşu. Dar energia în zona spectrului infraroşu, fiind radiaţia cu cea mai mare lungime de undă, este prea scăzută pentru a produce fluxul de curent. Radiaţii cu energie mare pot produce fluxul de curent, dar mare parte din această energie este ca şi inutilizabilă. Prin urmare lumina care are o energie prea mare sau prea scăzută, nu este utilizată de o celulă pentru a produce energie electrică, în plus aceasta este transformată în căldură.

Soarele emite în continuu o cantitate enormă de energie în sistemul solar. Pământul

primeşte doar o mică parte din această energie, la marginea externă a atmosferei Pământului atingându-se o medie de 1.367 W/m2. Atmosfera absoarbe şi reflectă o parte din aceste radiaţii (inclusiv multe raze X şi ultraviolete), această pierdere de energie depinde de densitatea


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

atmosferei prin care radiaţia solară trece. Nivelul radiaţiilor solare la la nivelul mării, în miezul zilei, cu un cer curat, este de circa 1.000 W/m2.

Figura 6.26. Lungimea de undă şi energia radiaţiei solare

Atmosfera terestră şi învelişul de nori absorb, reflectă şi împrăştie o parte din energia ce

intră în atmosferă. Cu toate acestea o mare cantitate de energie solară atinge suprafaţa Pământului şi poate fi folosită pentru a produce electricitate prin efect fotovoltaic. Cantitatea de lumină solară ce cade pe o zonă geografică specifică este cunoscută drept iluminare sau radiaţie solară incidentă.

Pentru a capta cât mai mult din energia solară, celulele fotovoltaice trebuie să fie

orientate către Soare. Dacă celulele au o poziţie fixă, orientarea faţă de sud şi unghiul de înclinare faţă de orizontală sunt elemente ce trebuie optimizate. Unghiul optim de înclinare faţă de orizontală variază într-o gamă de până la 15 grade faţă de latitudinea respectivei zone geografice. Spre exemplu pentru sisteme fotovoltaice conectate la reţea în zona de vest a Europei, unghiul optim de înclinare faţă de orizontală este de 35 grade. Pentru regiuni apropiate de ecuator, acest unghi va fi mai mic iar pentru regiuni aflate către poli va fi mai mare.

O abatere a unghiului cu orizontala de 30 grade faţă de valoarea optimă, va conduce la o

pierdere de până la 10% din puterea maximă ce se poate obţine în condiţii optime. Modulele fotovoltaice sunt mult mai eficiente la temperaturi scăzute, deci pentru a nu se supraîncălzi este esenţial să fie montate în aşa fel încât să permită deplasarea aerului în mod natural în jurul lor. Aceasta este o observaţie importantă pentru zonele în care se înregistrează temperaturi ridicate la miezul zilei. Condiţiile ideale pentru generarea fotovoltaică sunt oferite de zilele reci, senine şi însorite.

Limitări ale eficienţei celulei fotovoltaice În ultimii ani s-a lucrat intens pentru sporirea nivelului eficienţei celulei fotovoltaice şi

pentru scăderea costului de producţie. Există însă o serie de mecanisme generatoare de pierderi care stabilesc limite în aceste planuri de îmbunătăţire a celulelor. În primul rând diferite tipuri de materiale semiconductoare sunt potrivite numai pentru anumite game spectrale. În plus o zonă specifică a energiei radiante nu poate fi utilizată deoarece cuantele de lumină (fotonii) nu au suficientă energie pentru a activa purtătorii de sarcină.

Pe de altă parte o anumită cantitate din surplusul energiei fotonului este transformată în

căldură şi nu în energie electrică. În plus avem şi pierderi de natură optică precum umbrirea suprafeţei celulei la contactul cu sticla sau reflectarea razelor incidente pe suprafaţa celulei. Alte


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

pierderi apar în rezistenţa electrică a semiconductorului şi a cablurilor de conexiune. Influenţa distructivă a contaminării (dopării) materialului, efectele de suprafaţă şi defectele cristalului sunt de asemenea importante.

6.3.2 Sisteme termice solare pasive

6.3.2.1. Introducere

Folosirea energiei solare pentru încălzirea apei este una dintre cele mai vechi utilizări ale

acesteia şi principiile sunt cunoscute demult. O suprafaţă neagră se încălzeşte la soare în timp ce suprafaţa de culoare mai deschisă rămâne mai rece, suprafaţa de culoare albă fiind cea mai rece. Acest principiu este folosit la colectoarele solare cu apă, care sunt cele mai bine cunoscute aplicaţii pentru utilizarea directă a energiei solare.

Energia solară absorbită de către colector este apoi transmisă către un fluid sau aer care

este folosit pentru încălzirea clădirilor, încălzirea apei, prepararea hranei, uscarea diferitor plante sau pentru a produce energie electrică. Colectoarele solare pot fi folosite practic pentru orice proces care necesită energie termică. Ele au fost dezvoltate câteva sute de ani în urmă. Primul colector, cunoscut sub denumirea de colector plat, a fost fabricat de către cercetătorul elveţian Horace de Saussure în 1767, care mai târziu a fost folosit de către Sir John Herschel pentru a prepara hrană în timpul expediţiei sale în Africa de Sud în anii `30 ai secolului XIX.

Tehnologia solară a avansat şi aproape a atins nivelul de astăzi in 1908 când William J.

Bailey de la Carnegie Steel Company (SUA) a inventat un colector cu un vas izolat termic şi ţevi din cupru. Acest colector a fost foarte asemănător cu sistemul cu termosifon (descris mai jos). Bailey a vândut 4.000 de unităţi până la sfârşitul Primului Război Mondial, iar o persoană de afaceri din Florida, care a cumpărat patentul, a vândut aproape 60.000 de unităţi până la sfârşitul anului 1941. Din cauză că in timpul celui de-al Doilea Război Mondial în SUA cuprul era un material foarte preţios piaţa instalaţiilor de preparare a apei calde folosind sisteme solare a intrat într-un mare declin.

Puţin interes a fost manifestat pentru astfel de instalaţii până la prima criză petrolieră din

1973. Această criză a promovat un interes ridicat faţă de sursele alternative de energie. Ca rezultat energia solară a început să fie studiată în diferite ţări şi interesul faţă de dezvoltarea de sisteme noi a crescut. Eficienţa sistemelor solare pasive a început să fie îmbunătăţită încă din anii `70 ai secolului XX. Eficienţa a crescut datorită folosirii sticlei cu conţinut scăzut de oţel, care permite transferul a unei părţi mai mari de energie solară, izolaţiei mai bune şi dezvoltarea ramelor mai durabile.

Astăzi sistemele solare pasive sunt folosite în case unifamiliare, apartamente din clădiri,

şcoli, spălătorii de maşini, spitale, restaurante, ferme agricole şi diferite sectoare industriale. Proprietarii acestor clădiri s-au convins că sistemele solare pasive eficiente din punct de vedere al costurilor pentru a le asigura cerinţele lor în apă caldă.


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

6.3.2.2 Principii tehnice de funcţionare a sistemelor solare pasive Colectarea radiaţiei solare se bazează pe „efectul de seră”. Colectorul solar este instalat

pe sau alături de clădire, orientat spre Sud (în emisferă nordică). O mare parte din radiaţia solară poate trece prin geamurile din sticlă sau plastic ajungând pe o suprafaţă dintr-un material care absoarbe bine radiaţia solară. Materialul transformă radiaţia solară în căldură, care este reţinută în interior datorită geamurilor care reflectă undele infraroşii.

O maşină parcată la soare cu geamurile închise este un exemplu foarte bun care

demonstrează principiul efectului de seră. Razele solare pătrund prin geamuri şi sunt transformate în căldură. Această căldură este reţinută în interior de către geamurile închise ceea ce conduce la creşterea temperaturii în interiorul maşinii. Un colector solar poate uşor atinge o temperatură de 95oC. Colectoarele solare pot fi confecţionate în forme şi mărimi diferite în funcţie de necesităţi.

Astăzi există câteva tipuri de colectoare pe piaţă. Ele pot fi grupate în câteva categorii, în

funcţie de temperatura pe care ele o pot atinge: 1. Colectoare cu temperatură joasă care produc căldură cu temperatura mai mică de 50oC,

folosind absorbere metalice sau non-metalice pentru aplicaţii cum ar fi piscinele de înot şi apă caldă.

2. Colectoare cu temperatură medie care produc căldură cu temperatură mai mare de 50oC, de obicei între 60 oC şi 80 oC, prin colectoare plate folosind aer sau lichid în calitate de agent de lucru sau prin colectoare concentratoare care concentrează căldură la nivele mai ridicate decât „un soare” Ele includ colectoare de evacuare şi au fost de obicei folosite pentru prepararea apei calde menajere.

3. Colectoare cu temperatură ridicată - sunt colectoarele cu farfurie parabolică care de obicei sunt folosite pentru producerea de energie electrică. Colectoare solare de acumulare în şarje Cel mai simplu colector solar pasiv este acela pentru acumularea apei în şarje. El a primit

această denumire datorită faptului că colectorul este un vas de acumulare în care se stochează apa după ce este încălzită în şarje. Colectoarele de acumulare în şarje sunt folosite în calitate de preîncălzitoare pentru echipamentele convenţionale de preparare a apei calde. Când apă caldă este folosită pentru scopuri menajere, apa preîncălzită este încălzită într-un colector solar convenţional. Deoarece apa a fost deja preîncălzită de soare consumul de energie se reduce.

Colectorul solar de acumulare în şarjă este o alternativă ieftină pentru sistemele solare

active pentru prepararea apei calde, care nu are părţi în mişcare, are un cost de întreţinere scăzut şi un cost de operare practic zero. Acronimul pentru un astfel de colector este CIS (Colector Integrat & Stocare). Colectoarele solare de acumulare cu şarje folosesc unul sau mai multe rezervoare umplute cu apă şi termoizolate amplasate într-o cutie cu geamuri. Unele cutii sunt prevăzute cu reflectoare care cresc cantitatea de radiaţie solară. Energia solară trece prin geamuri şi încălzeşte apa din rezervoare. Astfel de instalaţii trebuie golite sau protejate atunci când temperatura scade sub zero grade.


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

Colectoare plate Colectoarele plate sunt cele mai răspândite pentru prepararea apei calde şi încălzire în

sectorul rezidenţial. Un colector plat tipic este o cutie de metal izolată cu geamuri din sticlă sau plastic si o placă de culoare închisă. Geamurile pot fi transparente sau translucente. Sticla translucentă (care transmite numai lumina) este un material des folosit pentru colectoarele plate deoarece acest material transmite un mare procent din energia solară disponibilă. Geamurile permit ca lumina să cadă pe placa de culoarea închisă şi totodată menţine căldura în interior. Părţile laterale şi partea de jos de obicei sunt izolate, micşorând astfel pierderile de căldură.

Placa care absoarbe căldura este de obicei de culoare neagră deoarece culorile închise

absorb mai multă energie solară decât cele deschise. Lumina solară trece prin geamuri şi încălzeşte placa care transformă radiaţia solară în energie termică. Căldura este transferată către aerul sau lichidul care trece prin tuburi. Deoarece majoritatea vopselelor închise reflectă aproximativ 10% din radiaţie unele placi de absorbţie sunt acoperite cu un înveliş care reţine radiaţia mai bine şi este mai durabil decât o vopsea neagră obişnuită. Astfel de învelişuri folosite în colectoare sunt dintr-un material foarte fin de semiconductor amorf aplicat pe metal.

Plăcile care absorb radiaţia de obicei sunt făcute din metal, cupru sau aluminiu, deoarece

aceste metale sunt bune conductoare de căldură. Cupru este mai scump, dar este un conductor mai bun şi se supune mai puţin coroziei decât aluminiul. Placa care absoarbe căldura trebuie să aibă o conductivitate mare pentru a transfera energia colectată spre apă cu pierderi minime de temperatură. Colectoarele plate pot fi clasificate în două mari categorii: cu lichid (figura 6.27) şi cu aer. Ambele tipuri pot fi cu geamuri sau fără.

Figura 6.27. Schema de principiu a unui colector plat

Într-un colector lichid energia solară încălzeşte un lichid care curge prin ţevi amplasate în

placa care absoarbe energia solară. Pentru acest tip de colector ţevile sunt conectate la placă astfel că căldura este transmisă direct la lichid. Ţevile pot fi montat în paralel sau sub formă de serpentină. Atunci când sunt montate sub formă de serpentină se elimină posibilitatea unor scurgeri si asigură o curgere uniformă, dar totodată poate crea probleme pentru sistemele care trebuie golite din cauză că coturile nu se golesc complet.


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

Cel mai simplu sistem cu lichid foloseşte apă potabilă care este încălzită în timp ce trece

prin colector si apoi este direcţionată în casă pentru a fi folosită la baie sau pentru spălat, etc. Această construcţie este cunoscută ca fiind un sistem deschis sau direct. În unele zone unde temperatura poate scădea sub zero grade colectoarele cu lichid pot folosi substanţe anticongelante. Fluidul absoarbe căldura de la colector şi apoi trece printr-un schimbător de căldură, care de obicei se află în casă, unde transferă căldura la apă. O astfel de construcţie este cunoscută ca fiind un sistem închis sau indirect.

Colectoarele cu lichid si geamuri sunt folosite pentru încălzirea apei calde menajere şi a

spaţiului. Colectoarele cu lichid dar fără geamuri sunt de obicei folosite pentru încălzirea apei din piscine. Deoarece aceste colectoare nu necesită să reziste la temperaturi ridicate ele pot fi confecţionate din materiale mai ieftine cum ar fi plasticul sau cauciucul. Ele de asemenea nu necesită o protecţie contra îngheţului, deoarece piscinele sunt de obicei folosite pe timp de vară.

Colectoarele cu aer au avantajul că elimină problemele îngheţului şi fierberii care sunt

întâlnite la colectoarele cu lichid. Scurgerile sunt o problemă mai dificilă dar ele nu prezintă o dificultate majoră. Sistemele cu aer pot deseori folosi materiale mai ieftine, cum ar fi geamuri din plastic, deoarece temperatura lor de operare este de obicei mai mică decât la colectoarele cu lichid.

Colectoarele cu aer sunt simple şi sunt folosite în general pentru încălzire şi pentru uscare

de cereale. Placa care absoarbe energia solară poate fi confecţionată din foi de metal sau din alte materiale non-metalice. Aerul curge prin placă prin convecţie naturală sau este sulfat de un ventilator. Deoarece aerul are o conductivitate mai mică decât lichidul mai puţină căldură se transferă decât în cazul colectorului cu lichid. Deoarece aerul nu îngheţă nu este necesar nici un schimbător de căldură.

În unele sisteme solare cu aer ventilatoarele sunt folosite pentru a creşte turbulenţa si

pentru a creşte transferul de căldură. Dezavantajul unui astfel de sistem este creşterae cantitaţii de energie electrică necesară pentru ventilatoare, respectiv cresc şi cheltuielile de operare. În perioadele mai reci aerul este vehiculat între placa care absoarbe energia solară şi izolaţia din spate pentru a reduce pierderile de căldură prin geamuri. Dar dacă aerul nu va avea o temperatură mai mare cu 17°C decât temperatura exterioară atunci aerul poate curge pe ambele părţi ale plăcii care absoarbe energia solară fără a micşora eficienţa.

Principalele avantaje ale colectorului cu aer sunt simplitatea şi fezabilitatea. Principalele

limitări sunt suprafeţele mari necesare în comparaţie cu colectoarele cu lichid, necesitatea unei conducte mari de aer, consum mare de energie electrică şi dificultăţi în stocarea căldurii. Cele mai promiţătoare căi de a reduce costurile sunt integrarea colectorului în pereţii sau tavanul clădirii si dezvoltarea colectoarelor ce pot fi montate folosind componente prefabricate.

Colectoare cu tuburi de evacuare Colectoarele cu tuburi de evacuare încălzesc apa până la temperaturi ridicate. Într-un

colector cu tuburi de evacuare razele solare pătrund printr-un tub de sticlă exterior şi apoi nimereşte pe placa care absoarbe energia şi o transformă în căldură. Căldura este apoi transferată către lichid care curge prin tubul absorberului. Colectorul constă din câteva rânduri paralele de tuburi din sticlă, fiecare conţinând câte o placă care absoarbe energia solară care este acoperită


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

cu un înveliş (figura 6.28). Lichidul încălzit circulă printr-un schimbător de căldură şi cedează căldura apei care este stocată intr-un rezervor.

Tuburile modulare pot fi adăugate sau eliminate în funcţie de necesarul de apă caldă.

Când tuburile de evacuare sunt confecţionate aerul este evacuat din spaţiul dintre tuburi formând vacuum. Pierderile de căldură sunt eliminate datorită faptului că nu există aer. Dar oricum sunt pierderi de căldură prin radiaţie (energia termică chiar şi în vacuum este transportată din partea caldă spre partea rece). Totuşi, aceste pierderi sunt mici şi neimportante în comparaţie cu cantitatea de căldură transferată la lichid. Aceasta face ca acest colector să fie mult mai eficient faţă de celelalte tipuri de colectoare.

Figura 6.28. Schema de principiu a unui colector cu tuburi de evacuare

Colectoarele cu tuburi de evacuare sunt disponibile în diferite configuraţii. Uneori

folosesc un al treilea tub de sticlă sau alte configuraţii. Un colector cu tuburi de evacuare are o capacitate de 19 litri de apă în fiecare tub, eliminând necesitatea de un rezervor separat pentru stocare. Reflectoarele sunt amplasate in spatele tuburilor de evacuare şi ajută concentrarea razelor solare asupra colectorului. Datorită presiunii atmosferice şi problemelor tehnice legate de izolarea colectorului construirea tuburilor de evacuare este destul de dificilă.

Colectoare concentratoare Colectoarele concentratoare folosesc suprafeţe de oglindă pentru a concentra energia

solară pe un absorber, ceea ce conduce la temperaturi mai ridicate decât la colectoarele plate. Dar concentratoarele pot să amplifice numai radiaţia solară directă, în zilele noroase eficienţa lor fiind scăzută. Câteva tipuri constructive concentrează energia solară într-un punct focal, iar altele concentrează energia solară pe o linie. Receptorul este amplasat în punctul de concentrare a energiei solare sau pe linia de concentrare (vezi figura 6.29). Agentul de lucru curge prin acest concentrator şi absoarbe căldura.

Concentratoarele sunt mai eficiente atunci când sunt îndreptate direct spre soare. Pentru a


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

se realiza aceasta aceste sisteme folosesc mecanisme de urmărire pentru a mişca colectoarele în timpul zilei pentru a le păstra îndreptate direct spre soare. Mecanismele de urmărire cu un singur ax pot fi mişcate de la est la vest; mecanismele de urmărire cu două axe pot fi mişcate de la est la vest şi de la nord la sud, ceea ce permite urmărirea soarelui tot anul. Concentratoarele sunt folosite în special pentru aplicaţii comerciale deoarece sunt destul de costisitoare şi sistemele de urmărire au nevoie destul de des o mentenanţă. Există însă sisteme solare rezidenţiale care folosesc un sistem de concentrare parabolic pentru prepararea apei calde, încălzire şi purificarea apei.

Figura 6.29. Colectoare concentratoare

Stocarea căldurii colectate Majoritatea instalaţiilor solare pasive necesită un vas de stocare a apei calde bine izolat

pentru a stoca o cantitate de energie termică necesară pentru o zi şi jumătate. Există două tipuri de bază de stocare folosite în sistemele solare pasive. Primul tip, stocarea prin amestec este cea mai folosită pentru stocarea apei calde folosite pentru încălzire, pe când al doilea tip, stocarea stratificată este practic obligatorie pentru sistemele de încălzire cu aer şi sunt folosite şi pentru prepararea apei calde menajere.

Instalaţiile solare domestice cu apă de obicei folosesc un boiler electric în calitate de

rezervă. Apa este pompată din partea de jos a vasului de stocare spre colector sau schimbătorul de căldură unde ea este încălzită (de obicei cu 1,5 - 5 ºC) şi apoi este refulată înapoi în partea de sus a vasului de stocare. Un tub special în partea de sus a rezervorului refulează apa sub nivelul elementului de încălzire astfel asigurând o stratificare a apei.

Rezervoarele de stocare pot fi clasificate ca sub presiune şi fără presiune:

Rezervoare sub presiune sunt de obicei disponibile, deoarece aceste rezervoare sunt direct conectate la sistemul centralizat de alimentare cu, şi ele trebuie să reziste la presiuni de până la 20 bar. Rezervoarele sub presiune se pot întâlni în diferite mărimi de la 20 până la 450 de litri şi sunt fabricate din oţel acoperit cu sticlă pentru a preveni coroziunea.

Rezervoare fără presiune sunt folosite pentru a stoca cantităţi mari de apă pentru sistemele de încălzire. Aceste rezervoare pot avea o capacitate între 750 şi 35.000 de litri şi chiar mai mare, şi sunt fabricate din oţel inoxidabil, material din fibre de sticlă sau


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

plastic rezistent la temperaturi ridicate. Lichidul fierbinte din colectoare curge printr-un tub în rezervor pentru a transfera căldura către apă.

Circuitul sistemelor solare Circuitul sistemului solar leagă colectorul de rezervor. Componentele acestui circuit sunt:

1. O pompă care asigură circularea (ne este necesară în sisteme cu circulaţie liberă). Pompa este de obicei controlată de către un termostat, care acţionează pompa în momentul în care colectorul este puţin mai cald decât rezervorul. Dacă rezervorul are un schimbător de căldură în partea de jos atunci se necesită un sistem de control mai simplu, de exemplu un simplu senzor sau un ceas care acţionează pompa în timpul zilei.

2. Conductele care leagă rezervorul de apă caldă şi colectoarele. Lungimea conductelor trebuie să fie cât mai mică. Conductele nu trebuie să fie expuse la exterior dacă aceasta este posibil. Cel mai bine este ca ele să fie amplasate în interiorul casei unde aceasta e posibil. Este important de a avea câteva conducte separate de la colector spre consumator pentru a reduce pierderile de căldură şi pentru a asigura rapiditatea în funcţionare a sistemului care nu trebuie să depăşească 20 secunde. Conductele trebuie sa fie fabricate din material non-coroziv. Sistemele cu vasele de expansiune deschise sunt cele mai supuse problemelor de coroziune.

3. O supapă cu o singură cale care fluidul din colectorul solar să curgă înapoi pe timp de noapte şi goleşte rezervorul (nu este necesar pentru toate instalaţiile).

4. Un rezervor de expansiune; sau un vas deschis în partea de sus a instalaţiei, sau un vas sub presiune care conţine minim 5 % din fluidul din colectorul solar.

5. Protecţia de suprapresiune (numai împreună cu rezervorul sub presiune): acest sistem trebuie să refuleze fluidul din colector în cazul în care sistemul atinge punctul de fierbere. Acest echipament constă dintr-o supapă de siguranţă şi o supapă de verificare, sau o supapă de verificare şi o conductă care eliberează suprapresiunea datorită creşterii volumului în urma încălzirii.

6. Debuşeuri de aer, şuruburi simple sau automate; ele trebuie folosite la toate punctele din partea de sus a sistemului deoarece întotdeauna vor apărea acumulări de aer.

7. Supape de umplere. 8. Filtru de impurităţi pentru pompă pentru evacuarea impurităţilor din instalaţie (poate lipsi

în unele instalaţii). 9. Manometre şi termometre, în funcţie de necesităţi. 10. Colectorul solar, care trebuie să reziste la îngheţ şi nu trebuie să fie toxic. De obicei se

foloseşte un lichid aprobat de standarde, care constă din apă cu 40 % propylene glycol (care poate rezista la temperaturi de până la minus 20°C), şi o substanţă vizibilă şi care poate fi gustată în cazul în care fluidul are scurgeri la consumator. Uleiul poate fi folosit în calitate de agent de lucru, dar este destul de dificil de confecţionat circuitul colectorului.

Exemple de aplicare

Energia solară are o varietate mare aplicare în practică în clădiri. Principalele aplicaţii ale

unor astfel de instalaţii sunt: Prepararea apei calde în clădiri de locuinţe, comerciale şi în industrie, Încălzirea apei pentru piscine de înot, Încălzirea spaţiilor de locuit, Răcirea şi climatizarea,


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

Uscarea diferitor produse agricole, Distilarea apei, Prepararea de mâncare.

Tehnologiile pentru toate aplicaţiile menţionate sunt considerate ca fiind la stadiul de

maturitate, iar pentru primele două se poate spune că sunt şi economic viabile. O referire separată se face la sistemele solare cu concentratoare care sunt folosite cu succes pentru producerea de energie electrică mai ales în regiunile cu un grad ridicat de însorire.

Producerea de apă caldă menajeră Sistemele solare pot produce apă caldă pentru utilizări casnice, conducând astfel la

reducerea costurilor. Există câteva tipuri de sisteme solare pentru prepararea apei calde menajere, începând cu acelea care sunt ieftine, sisteme simple termosifonice, unde apa circulă natural iar rezervorul de stocare creşte eficienţa, până la sisteme mai complexe şi mai costisitoare „sisteme cu circulaţie forţată” care folosesc pompe şi un sistem de control pentru a refula apa din colectoare în rezervoare, vezi figura 6.30.

Figura 6.30. Un colector solar pentru prepararea apei calde menajere

Cantitatea de apă caldă preparată în instalaţiile solare depinde de tipul şi mărimea

sistemului, de climă şi de calitatea sitului din punct de vedere al radiaţiei solare. Economiile aduse de astfel de sisteme la fel depind de aceşti factori. Încălzirea apei folosind sisteme solare poate fi mai eficientă dacă durata de exploatare este de câteva decenii decât folosirea energiei electrice sau a unui combustibil. Economiile sunt maxime în zone cu un grad de însorire mare, unde investiţia de câteva mii de dolari într-un sistem solar poate conduce la economii de 10 % pe an, care sunt mai mari decât economiile aduse de certificate guvernamentale.

Este foarte important de analizat economiile totale aduse de un astfel de sistem pe durata

sa de viaţă, deoarece costurile iniţiale opt fi de la trei până la şase ori mai ridicate decât costurile cu sisteme similare electrice sau pe combustibil fosili. Economiile pentru un sistem solar pasiv vin din folosirea zilnică a lui pentru producerea de energie. Costurile iniţiale pentru un sistem rezidenţial sunt între 1200€ şi 3000€, cu o cotă parte a energiei produse de către aceste instalaţii între 50 şi 85%, rezultând un cost per kWh între 0,03 şi 0,07 € per kWh, pentru un sistem bine pus la punct.


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

Încălzirea solară a piscinelor

O piscină care nu este încălzită limitează durata de utilizarea a ei numai pentru lunile de vară. Totodată sezonul de utilizare a piscinei poate fi mărit de la 3-4 luni până la 5-6 (chiar şi mai mult în localităţi cu clima caldă) prin utilizarea instalaţiilor de încălzire. Dar încălzirea piscinelor este destul de costisitoare. Totuşi folosind instalaţii solare pentru încălzirea apei aceste costuri pot fi reduse destul de mult.

Figura 6.31. Sistem solar de încălzire a unei piscine

O piscină necesită căldură de joasă temperatură între 24°C şi 27°C. Diferenţa mică între

temperatura medie zilnica a apei dintr-o piscină care nu este încălzită şi temperatura dorită a apei în piscină permite utilizarea unor colectoare simple dar eficiente. O schemă simplificată a unui astfel de sistem este prezentată în figura 6.31.

Astfel de sisteme nu necesită rezervoare de stocare deoarece piscina acţionează ca

rezervor. În majoritatea cazurilor pompa de filtrare a piscinei este folosită pentru a refula apa prin colectoarele solare sau conducte. Apa din piscină este refulată prin tuburile colectorului unde este încălzită de la radiaţia solară şi apoi este refulată înapoi în piscină. Circularea a întregii cantităţi de apă prin filtru este recomandată o dată la 8-12 ore.

Încălzirea spaţiilor Încălzirea spaţiilor folosind sisteme solare are un potenţial pe piaţă chiar dacă aceste

sisteme au posibilităţi limitate de aplicare în clădirile existente cu multe nivele în zone urbane dens populate. Aerul sau un lichid este încălzit în colectorul solar si apoi este transportat de către ventilatoare sau pompe folosind o mică cantitate de energie electrică. Sistemele cu aer constau din colectoare, ventilatoare, conducte şi aparate de măsură şi control şi pot încălzi aerul dintr-o casă fără a necesita schimbătoare de căldură sau stocarea de energie termică (sistemele largi de încălzire cu aer de obicei folosesc acumularea termică). Sistemele solare cu lichid constau din


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

colectoare, rezervoare, pompe, conducte, schimbătoare de căldură (în sistemele închise) şi aparatură de măsură si control.

Metoda de distribuţie a căldurii prin pardoseală este cea mai compatibilă cu sistemele

solare. Apa încălzită circulă prin conducte şi încălzeşte spaţiul. Sistemele de încălzire prin pardoseală (figura 6.32) folosesc apă cu temperatură medie pentru a preveni senzaţiile neplăcute la picioare. Deoarece diferenţa de temperatură dintre tuburile radiante şi colectorul este mai mare decât cea dintre rezervor şi colectoare, colectoarele sunt mai eficiente deoarece pierderile de căldură sunt reduse.

Figura 6.32. Colector solar cu sistem de încălzire prin pardoseală (P-1 - 4 reprezintă pompe de

circulaţie sau ventilatoare)

Este de asemenea posibilă conectarea sistemului solar la schimbătoare de căldură mici în fiecare cameră. Aceste schimbătoare mici sunt de obicei disponibile în diferite mărimi şi sunt echipate cu instalaţii de refulare. Temperatura fluidului într-un sistem solar atinge 32.5-50oC, pe când sistemele convenţionale operează la temperaturi de 70-80oC. Din această cauză atunci când pentru încălzire sunt folosite sistemele existente suprafaţa de schimb de căldură trebuie mărită.

Sistemele solare sunt de obicei proiectate pentru a asigura 40-80% din totalul anual de

căldură, dar 50% este de obicei cea mai eficientă pondere pentru astfel de sisteme. Cantitatea de căldură care nu este asigurată de sistemul solar trebuie produsă de către un sistem de convenţional. Ambele sisteme pot folosi aceleaşi conducte şi circuite, dar sistemul convenţional trebuie să fie dimensionat pentru capacitatea nominală pentru a putea livra căldura în perioade cu însorire redusă.

Răcirea şi condiţionarea spaţiilor Coincidenţa necesităţii de condiţionare a aerului şi însorirea maximă face ca tehnologiile

solare să fie foarte atractive pentru acest scop. Răcirea folosind sisteme solare oferă o soluţie pe timp de vară şi totodată reduce consumul de energie electrică. Răcirea solară foloseşte energia


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

termică sau energie electrică pentru a acţiona o instalaţie frigorifică. Există diferite tehnologii de producere a frigului utilizând energia solară, cea cu absorbţie fiind cea mai veche dintre ele.

Un sistem de răcire cu absorbţie nu foloseşte un compresor pentru a comprima agentul de

lucru. Un astfel de sistem foloseşte o sursă de căldură, de exemplu un colector solar, pentru a vaporiza agentul de lucru care deja are presiunea dorită. Acest proces are loc în generatorul de abur. Totuşi instalaţiile frigorifice cu absorbţie necesită energie electrică pentru pompare, dar cantitatea este foarte mică în comparaţie cu cea necesară pentru un compresor. Când astfel de sisteme sunt folosite cu sistem solare, instalaţiile frigorifice trebuie adaptate la condiţiile de operare a instalaţiilor solare: 82-120°C (vezi fig. 6.33).

Figura 6.33. Condiţionarea aerului cu ajutorul unui sistem solar

Uscarea produselor agricole Utilizarea energiei solare pentru uscare produselor agricole nu este un lucru nou. Multe

din produsele agricole au fost uscate timp de multe decenii folosind energia solară. În cazul unui spaţiu închis încălzit unde sunt depozitate produse agricole au loc două fenomene:

• Produsele agricole sunt încălzite. • Aerul este de asemenea încălzit, absoarbe umiditatea si se ridică în partea superioară a

încăperii. Uscătoarele solare pot fi divizate în două categorii:

1. Uscătoare în care radiaţia solară este utilizată direct; produsele absorbi căldură direct. Aceste instalaţii sunt la rândul lor împărţite în trei categorii: • Instalaţii tradiţionale de uscare în aer liber. • Instalaţii de uscare acoperite. • Instalaţii de uscare instalate în încăperi dotate cu izolaţie şi materiale pentru a absorbi

umiditatea (fig. 6.34.). 2. Uscătoare în care radiaţia solară este folosită indirect (figura 6.34.). În această instalaţie

aerul de uscare este încălzit în alt loc şi nu acolo unde sunt stocate produsele agricole. Astfel produsele nu sunt expuse direct radiaţiei solare. Există diferite tipuri constructive care pot fi dotate şi cu ventilatoare pentru optimizare circulaţia aerului.


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

Figura 6.34: Sisteme de uscare solare direct (sus) şi indirect (jos)

Distilarea apei Energia solară poate fi folosită pentru desalinarea apei de mare cu costuri care permit

utilizarea apei în agricultură la fel şi pentru producerea apei potabile. Deoarece multe terenuri aride sunt aproape de mare şi oceane această tehnologie poate fi folosită pentru producere apei dulci. Cel mai simplu sistem solar de desalinare este prin refulare apei printr-un colector solar. Aceasta a fost pusă în practică de mai multe ori cu rezultate satisfăcătoare folosind o instalaţie în mai multe trepte (IMT) şi mai rar instalaţii de desalinare cu efect multiplu (ISM).


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

IMT încălzesc apa de mare direct până la temperaturi de 140ºC, care vaporizează l ao presiune redusă si după aceea vaporii se condensează. ISM folosesc energia solară pentru a produce abur care apoi vaporizează apa de mare care apoi este condensată. Ambele metode sunt mai eficiente la temperaturi ridicate, dar ISM poate fi proiectata cu eficienţe ridicate şi pentru temperaturi de 70ºC şi care poate funcţiona în condiţii stabile. Colectoarele solare pot de tipul concentratoarelor (pentru temperaturi ridicate) sau panouri solare, sau combinaţii între acestea două.

Costurile estimative pentru producerea de apă dulce în ISM sunt de ordinul 1.6 €/m3.

Pentru IMT aceste costuri sunt de 1,5-2,2 €/m3, în funcţie de mărimea instalaţiei. Desalinarea apei cu ajutorul instalaţiilor solare pare să fie o tehnologie de viitor pentru câteva ţări europene si mediteraneene.

Producerea de energie electrică Producerea de energie electrică folosind sistemele solare pasive necesită temperaturi mai

ridicate decât pentru încălzire, de aceea sunt necesare colectoare concentratoare. Sistemele electrice solare cu concentratoare constau din două părţi: una care colectează energia solară şi o transformă în căldură şi alta care transformă energia termică în energie electrică (folosind o turbină cu abur sau un motor termic). Sistemele electrice solare pot fi de capacităţi de la 10 kW până la 100 MW, care sunt conectate la reţea.

Unele sisteme folosesc acumularea energiei termice pe timp noros sau de noapte. Altele

pot fi combinate cu sisteme clasice pe combustibili fosili rezultând centrale hibride. Există trei tipuri de sisteme electrice solare cu concentratoare, care diferă în funcţie de configuraţia oglinzii:

1. conceptul parabolic, 2. turn solar, 3. farfurii parabolice.

Datorită dependenţei mari a sistemelor de concentrare de radiaţia solară, sistemele

descrise mai jos sunt caracteristice ţărilor cu nivele ridicate de radiaţie. Astfel de ţări sunt situate în regiuni aride sau semiaride. Astfel de instalaţii devin economice atunci când nivelul de radiaţie este mai mare de 1.700 kWh/m2-an, de exemplu în Europa de sud, Africa de Nord, Orientul Mijlociu. India de Vest, Australia de Vest, Platoul Anzilor, Brazilia de Nord-Est, Mexicul de Nord şi Sud-Vestul SUA.

Sistemul parabolic Sistemele parabolice concentrează energia solară prin oglinzi lungi rectangulare sub

formă de U. Oglinzile sunt orientate spre soare, concentrând radiaţia pe o conductă. Prin conductă curge ulei care este încălzit. Uleiul fierbinte este apoi folosit pentru a încălzi apa şi a o transforma în abur care apoi este folosit pentru producerea de energie electrică. Această tehnologie este la momentul actual cea mai fezabilă.


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

Figura 6.35. Schema de principiu a unui sistem parabolic conectat la un ciclu Rankine

În schema din figura 6.35. colectoarele se mişcă conform mişcării soarelui de la Est spre

Vest pe tot parcursul zilei pentru a asigura un maxim de radiaţia solară primită de instalaţie. Fluidul de transfer de căldură (FTC) este încălzit în colector apoi cedează căldură în centrala convenţională generând abur supraîncălzit. Aburul supraîncălzit este refulat într-o turbine unde produce energie electrică.

Temperaturile aburului variază intre 350 şi 400°C. Pentru a creşte temperatura şi inclusiv

eficienţa aburul produs într-un sistem solar poate fi apoi încălzit de către un sistem convenţional care foloseşte combustibili fosili. Centrale de acest tip au puteri instalate care variază între 30 şi 300 MW. Deoarece această tehnologie poate fi uşor interconectată cu una clasică astfel de centrale pot fi proiectate pentru a acoperi vârfurile de sarcină.

Turn solar Un sistem cu turn solar foloseşte un număr mare de oglinzi pentru a concentra radiaţia

solară în partea superioară a turnului, unde se află un colector solar. Radiaţia solară încălzeşte agentul de lucru car poate fi sodiu, apă, sare, în stare lichidă sau aer. Apoi agentul de lucru este folosit pentru a produce abur care apoi produce energie electrică într-un ciclu cu abur. Sarea în stare lichidă reţine căldura foarte eficient de aceea ea poate fi stocată timp de câteva zile înainte de a transfera căldura, ceea ce permite producerea energiei electrice în zile noroase sau după apus de soare.

Într-un turn solar sarea lichidă la temperatura de 290ºC este refulată din rezervorul „rece”

prin colector unde ea este încălzită până la 565ºC (sau mai mult) si apoi este refulată în rezervorul „fierbinte”. Când apare cerinţa de energie electrică sare fierbinte este folosită pentru a produce abur, care apoi produce energie electrică. Rezervoarele pot fi dimensionate cu o


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

capacitate suficientă pentru a produce abur pentru antrenarea turbinei timp de până la 13 ore. În figura 6.36 este prezentată o schemă a unei astfel de instalaţii.

Figura 6.36. Sistem cu turn solar

Din motive tehnice distanţele dintre oglinzi şi colectoare trebuie să fie conform unor

norme. În comparaţie cu sistemele parabolice, aceste instalaţii sunt eficiente când puterea instalată este mai mare de 100 MW.

Sisteme de farfurie parabolică Un sistem de farfurie parabolică foloseşte o farfurie cu oglinzi care este foarte

asemănătoare cu antenă parabolică. Suprafaţa farfuriei colectează şi concentrează radiaţia solară pe un colector care absoarbe şi apoi transferă căldura către un fluid în interiorul sistemului. Căldura conduce la dilatarea fluidului de lucru care acţionează un piston sau turbină pentru a produce energie mecanică. Energia mecanică este apoi folosită pentru a produce energie electrică într-un generator electric (vezi figura 6.37).

Pentru aceste sisteme sunt folosite colectoare solare pe două axe pentru a urmări în

permanenţă mişcarea soarelui. Mărimea concentratoarelor solare pentru astfel de sisteme este determinată de instalaţia care produce energie electrică. La o insolaţie nominală directă de 1000 W/m2, este nevoie de un sistem de 25-kWe care are un diametru de aproximativ 10 metri. Rata de concentrare a radiaţiei solare este de obicei peste 2000. Factorul de intercepţie, care este definit ca fracţia din fluxul solar care trece prin concentrator, este de obicei de 95%.

Motorul Stirling trebuie să transfere eficient energia solară către un gaz de înaltă

presiune, de obicei heliu sau hidrogen. Se mai folosesc şi metale lichide in calitate de agent de lucru. Sodiu lichid vaporizează pe suprafaţa absorberului şi condensează în conductele motorului Stirling. Absorberul transmite căldură către sodiu care vaporizează, care apoi transmite căldura condensându-se în interiorul conductelor motorului. Motoarele Stirling au de obicei un randament de 90% în ceea ce priveşte transferul de energie de la concentrator la motor.


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

Figura 6.37. Sistem de farfurie parabolică

Căldura poate fi de asemenea suplimentată prin intermediul unui arzător de gaze naturale, ceea ce permite funcţionarea întregii instalaţii atunci când este înnorat sau pe timp de noapte. Puterea electrică produsă de instalaţii echipate cu motoare Stirling este de aproximativ 25 kWe iar pentru instalaţii echipate cu sisteme cu ciclu Brayton este de aproximativ 30 kWe. Dar au fost construite şi instalaţii mai mici de cu o putere între 5 şi 10 kWe. De obicei sistemele sunt de mărime mică.

Sistemele cu farfurie parabolică au o eficienţă ridicată, sunt de perspectivă şi pot opera ca

sisteme hibride. Eficienţa ridicată contribuie la costuri scăzute comparativ cu alte tehnologii. În funcţie de sistem şi de locaţie sistemele cu farfurie parabolică pot atinge următoarele caracteristici:

• De la 1,2 până la 1,6 ha de teren per MWe instalat. • Costurile de instalare sunt de 10.000 €/kWe numai pentru prototipuri. • Costurile de instalare sunt de 1.000 €/kWe pentru sisteme hibride pentru producţia de

masă.

Comparaţia tehnologiilor Tabelele 6.7 şi 6.8 prezintă avantajele pentru cele trei tipuri de tehnologii. Turnurile

solare şi sistemele parabolice sunt de preferat pentru proiecte mari care sunt conectate la reţea de mărimi între 30-200 MW, pe când cealaltă tehnologie este una modulară si poate fi folosită atât ca o aplicaţie cât şi formând grupuri sau chiar „ferme”. Dintre toate tehnologiile sistemul de farfurie parabolică a demonstrat cea mai mare eficienţă de conversie a energiei solare în energie electrică (29,4%), şi de aceea poate deveni cea mai ieftină tehnologie pentru producerea energiei electrice din surse regenerabile.


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

Tabelul 6.7. Caracteristicile sistemelor solare pasive (la nivelul 1993)

Sistem parabolic Farfurie parabolică

Turn solar

Mărimea 30-320 MW 5-25 kW 10-200 MW Temperatura de operare (ºC) 390 750 565 Factorul anual de capacitate 23-50% 25% 20-77% Eficienţa de vârf 20%(d) 29.4%(d) 23%(p) Eficienţa anuala netă 11(d)-16% 12-25%(p) 7(d)-20% Statutul comercial Comercială,

Prototip Demonstrativ Disponibil

Demonstrativ Riscul dezvoltării tehnologiei

Scăzut Ridicat Mediu

Capacitate de stocare Limitată Baterie Da Proiecte hibride Da Da Da Costul USD/kW 2,700 – 4,000 1,300 - 12,600 2,500 - 4,400

(p) = prognozat; (d) = demonstrat;

Tabelul 6.8. Comparaţia între tehnologiile solare pentru producerea energiei electrice Sistem parabolic Farfurie parabolică Turn solar Aplicaţii Centrale conectate la reţea;

căldură pentru procese tehnologice.

Centrale insulare; suport de la reţea

Centrale conectate la reţea; căldură pentru procese tehnologice.

Avantaje Energie electrică disponibilă în vârf;

disponibile comercial cu o experienţă de 4,500 GWh

de operare; operare hibridă (solar/fosil).

Energie electrică disponibilă în bază, eficienţă ridicată de

conversie; modularitate; operare hibridă (solar/fosil).

Energie electrică disponibilă în bază, eficienţă ridicată de

conversie; modularitate; operare hibridă

(solar/fosil).

Centralele cu sistemele parabolice sunt cele mai mature dintre toate tehnologiile disponibile la momentul actual. Turnurile solare, cu costuri scăzute şi o eficienţă ridicată pentru stocarea energiei termice, promit să ofere un factor de capacitate mare în viitorul apropiat. Sistemele cu turnuri solare şi farfurie parabolică oferă posibilitate de a atinge eficienţe mai ridicate de conversie a energiei solare în energie electrică şi costuri mai mici faţă de sistemele parabolice, dar rămâne problema dacă aceste sisteme pot atinge un cost de investiţie mai redus.

Sistemele parabolice sunt la momentul actual tehnologii care au fost deja testate si trebuie

dezvoltate. Sistemele cu turnuri solare necesită o dezvoltare a tehnologiei bazată pe soluţii de sare şi dezvoltarea heliostatelor cu costuri reduse. Sistemele cu farfurie parabolică necesită dezvoltarea a unui motor comercial şi dezvoltarea concentratoarelor cu costuri scăzute.


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

6.3.2.3. Aspecte cu impact asupra cash-flow-ului pe întreaga durată de viaţă a sistemelor termice

Factori care influenţează performanţa sistemului

Pentru a calcula economiile anuale cu combustibilul pentru instalaţiile solare pentru

încălzire trebuie folosită analiza ciclului de viaţă. Aceasta necesită un număr de parametri care să reflecte performanţele sistemului solar şi parametri economici. Performanţa sistemului solar pentru încălzire depinde de:

• Condiţiile climatice locale; • Tipul şi suprafaţa colectorului; • Sarcina termică.

De exemplu radiaţia solară pe teritoriul Europei atinge valori între 830 şi 1660 kWh/m2,

un factor cu o variaţie de 2:1. Pentru o sarcină de apă caldă dată, contribuţia sistemului solar creşte odată cu creşterea cantităţii de energie solară disponibile. Temperatura mediului ambiant este de asemenea un factor important care influenţează performanţa sistemului. De aceea astfel de instalaţii sunt mai eficiente economic în zonele sudice.

Performanţa sistemului depinde şi de suprafaţa colectorului instalat. Este totuşi clar că

performanţa anuală a sistemelor solare este limitată de cantitatea de energie solară ce poate fi colectată pe timp de iarnă, deoarece în celelalte anotimpuri practic pe toată suprafaţa europei cantitatea de energie solară este destul de mare. Îmbunătăţirile în proiectarea colectoarelor la fel poate influenţa pozitiv asupra performanţelor sistemului. De exemplu utilizarea unor anumite materiale pentru suprafaţa colectorului va creşte performanţa sistemului.

Sarcina de căldură anuală are şi ea o importanţă asupra performanţei sistemului. Sarcina

de încălzire este funcţie de cantitatea de apă fierbinte folosită, de temperatură şi de temperatura apei reci. În general cu cât este mai mare sarcina cu atât sistemul funcţionează mai bine. Cantitatea de combustibil convenţional care poate fi economisit folosind sisteme solare depinde de eficienţa sistemului clasic care este înlocuit de un sistem solar.

În multe cazuri în clădiri arzătoarele care sunt proiectate pentru sarcini de iarnă pentru

încălzire sunt folosite si vara pentru prepararea apei calde. Eficienţa anuală a sistemelor clasice care folosesc combustibil lichid sau gaze atinge valori de 65%, în schimb eficienţa lor sezonieră poate scădea până la 15-30%. În acest caz sistemele solare sunt destul de competitive cu sistemele clasice. Pe de altă parte centralele cu imersie pot opera cu o eficienţă de 100%.

Dacă apa caldă este refulată intr-un rezervor eficienţa poate scădea până la 80% datorită

pierderilor care apar. O estimare grosieră a economiei anuale de combustibil fosil poate fi bazată pe împărţirea Europei în trei zone, pe eficienţa sistemelor clasice şi pe baza acelui fapt că emisiile de CO2 sunt în principal datorate sistemelor clasice de încălzire. Valorile pentru eficienţă prezentate mai jos pot fi luate numai pentru evaluări primare.

Fiecare caz în parte necesită o evaluare specifică. În plus emisiile poluante depind foarte

mult de tipul şi de cantitatea de combustibil fosil folosit, şi anume:


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

În Europa de Nord un sistem solar pentru prepararea apei calde poate produce aproximativ 400 kWh/m2 şi în acest caz economiile de combustibil lichid ajung la 40 litri, 45 m3 de gaze naturale sau 500 kWh de energie electrică. Reducerea de emisii de CO2 este de aproximativ 105 kg.

În Europa Centrală energia solară poate satisface aproximativ jumătate din necesarul de căldură pentru o locuinţă pentru apă caldă. Considerând că un sistem solar poate produce aproximativ 580 kWh/m2, economiile de combustibil primar sunt de 60 litri combustibil lichid, 65 m3 de gaze naturale, sau 725 kWh de energie electrică, ceea ce conduce la o reducere a emisiilor de CO2 cu 156 kg.

În Europa de Sud conversia de energie solară este aproximativ dublă faţă de Europa de Nord. Un sistem solar poate produce aproximativ 750 kWh/m2, şi economiile de combustibil primar sunt de 75 litri de combustibil lichid, 84 m3 de gaze naturale, sau 940 kWh de energie electrică, ceea ce corespunde unei reduceri de emisii de CO2 de 200 kg.

Eficienţa sistemelor termice solare

Eficienţa sistemului solar depinde de eficienţa colectorului solar şi de pierderile în

sistemul de circulaţie a apei fierbinţi. Fiindcă pierderile în sistemul de circulaţie a apei fierbinţi depind de diferiţi parametri, numai eficienţa colectorului solar va fi analizată. Eficienţa este definită ca raportul dintre cantitatea de energie produsă şi cantitatea de energie solară care nimereşte pe colector. Pentru diferite tipuri de colectoare valoarea pentru eficienţă este diferită şi depinde de intensitatea radiaţiei solare, de pierderile termice şi optice. În general eficienţa este mai mică atunci când pierderile sunt mai mari.

Pierderile termice sunt minime dacă temperatura apei este aceiaşi cu temperatura

mediului ambiant. Astfel un absorber simplu fără geamuri folosit pentru încălzire piscinelor poate atinge eficienţe maxime de până la 90%. Dar când aceste colectoare sunt folosite pentru prepararea apei calde de consum (temperatura apei mai mare cu 40 oC decât temperatura mediului ambiant) eficienţa colectoarelor este mai mică de 20%. În acest caz cele mai bune rezultate sunt obţinute la colectoarele plate (cu carcasă din materiale speciale) şi cu colectoare de evacuare care sunt cele mai indicate pentru astfel de aplicaţii.

Când sunt necesare temperaturi mai ridicate (de exemplu pentru încălzirea spaţiilor) sunt

indicate tuburi de evacuare, dar acestea sunt cele mai scumpe. Dependenţa eficienţei colectoarelor de diferenţa dintre temperatura mediului ambiant şi temperatura apei în interiorul colectorului este prezentată în tabelul 6.3. Astfel, cunoscând diferenţa mare de preţ între diferite tipuri de colectoare, este evident că factorul de decizie pentru alegerea colectorului este scopul de utilizare a lui. O comparaţie a diferitor tipuri de colectoare şi a avantajelor lor economice este prezentată în tabelul de mai jos.

Factori ecologici Utilizarea combustibililor fosili conduce la un impact negativ asupra mediului ambiant, în

special prin producerea de oxizi de sulf, care influenţează sănătatea omului si totodată are efecte ecologice negative prin schimbarea acidităţii mediului ambiant. La cele de mai sus se pot adăuga diverse pericole de catastrofe în cazul transportării petrolului pe mare, în cazul cărbunelui devalorizarea suprafeţelor largi de teren arabil. Pe lângă toate aceste trebuie luate în calcul şi condiţiile grele de muncă pentru mineri şi exploratori de petrol.


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

Chiar dacă la momentul actual se fac încercări de a îmbunătăţi situaţia mulţi consideră că utilizarea combustibililor fosili pentru producţia de energie nu este binevenită. Pe de altă parte operarea unui sistem solar presupune că sistemul convenţional de încălzire trebuie să funcţioneze mai puţin pe timp de iarnă şi între vară şi iarnă, iar pe timp de vară el nu este deloc necesar.

Analizând nivelele de poluare pentru diferite utilizări ale energiei este important de luat

în consideraţie nu numai poluarea la locul de producere a energiei ci şi toate emisiile rezultate în urma celorlalte procese înainte de utilizarea combustibilului. Pentru sistemele solare se consideră că emisiile sunt nule în timpul funcţionării, dar totuşi atunci când aceste sisteme solare au fost fabricate s-a folosit o anumită cantitate de combustibili fosili, ceea ce a condus şi la anumite emisii de poluanţi, deci se poate spune că orice sistem conduce la emisii poluante, unele însă mai mult altele mai puţin. Tabelul 6.9. Eficienţa colectoarelor solare pentru o radiaţie tipică Europei Centrale la amiază

pe timp de vară de 800 W/m2 Eficienţa la diferenţa de temperatură (*)

Tipul colectorului 0 oC încălzire piscinei

40 oC prepararea apei calde menajere

50 oC (**) încălzirea spaţiilor

Absorber fără geamuri 90 % 20 % 0% Plat (fără carcasă specială) 75 % 35 % 0% Plat (cu carcasă specială) 80 % 55 % 25 % Cu tuburi de evacuare 60 % 55 % 50 % * Diferenţa de temperatură dintre aerul ambiant şi apa din interiorul colectorului. ** Valori pentru radiaţie solară mai scăzută pentru zile de primăvară (400 W/m2).

Tabelul 6.10. Caracteristici tipice pentru diferite tipuri de colectoare solare (conform cu Ministerul German al Economiei)

Scopul Tipul colectorului Temperatura în °C

Eficienţa kWh/m2/an

Încălzirea piscinei Absorber 20-40 250-300 Prepararea apei calde menajere

Plat Cu tub de evacuare

20-70 20-100

250-450 350-450

Uscare Colector cu aer 20-50 300-400 * per m2 sub 20 de viaţă pentru colector.

Perioada de recuperare a energiei pentru sistemele solare indică timpul de operarea a astfel de sisteme înainte ca acest sistem să producă acea cantitate de energie necesară pentru propria sa fabricare. Pentru astfel de sisteme perioada de recuperare a energiei este estimată la sub 2 ani. Dacă se consideră că durata de viaţă a unor astfel de sisteme este de 20 de ani, energia produsă de acest sistem este mai mult de 10 ori mai mare decât energia necesară pentru fabricarea sa.

Un alt punct care trebuie analizat este impactul asupra mediului a materialelor folosite

pentru producerea unor astfel de sisteme solare. Cele mai indicate materiale pentru absorber sunt oţelul, aluminiul şi cuprul. În cazul cuprului avantajul este că atât conducta cât si absorberul sunt fabricate din acelaşi material, ceea ce uşurează reciclarea. Mai mult, un efect asupra mediului


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

care trebuie luat în consideraţie este acela că sistemele solare necesită un anumit spaţiu pentru a fi amplasate.

Când colectoarele solare sunt instalate pe acoperişuri nu este necesar un alt spaţiu.

Situaţia este diferită atunci când astfel de sisteme sunt instalate pe teren deschis land. Pe lângă aceasta aspectul impactului vizual trebuie luat în considerare, mai ales atunci când astfel de sisteme sunt instalate pe clădiri istorice sau protejate, sau in zone protejate sau conservate, unde protejarea mediului este o problemă acută. În final, se poate spune că sistemele solare produc energie care în alte cazuri ar fi trebuit produsă folosind combustibili fosili sau energie nucleară. Acest fapt este văzut ca un avantaj major pentru utilizarea energiei solare, si este un avantaj care stă în afara oricăror consideraţii economice.


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

6.4. Tehnologii care folosesc în calitate de sursă primară energia eoliană 6.4.1. Introducere

Morile de vânt au fost primele care au utilizat puterea vântului; apariţia lor datează din

sec. al-VII-lea în Persia (actualul Iran). Spre deosebire de tipul morilor de vânt care au apărut mai târziu în vest, acestea aveau un ax vertical cu vele pe axe orizontale. Pietrele de moară de la capătul inferior al axului măcinau cereale pentru a obţine făina. Prima atestare a unei mori de vânt în Europa se referea la cea din Bury St. Edmunds din Suffolk, Anglia. Abia după încă cinci secole a apărut familiara moară de vânt cu axul orizontal în Anglia, realizarea ei fiind probabil ajutată şi de tehnologia morilor de apă. Primele mori de vânt din Europa erau de tipul moara stâlp. Velele se roteau pe un plan aproape vertical iar corpul morii de vânt era montat pe un stal central. O pârghie lungă, numită manetă de întoarcere, se prelungea în spate. Când direcţia vântului se schimba, morarul apăsa pe maneta de întoarcere pentru a roti moara din nou cu faţa spre vânt. Cu timpul, morarii au găsit soluţii de a folosi moara şi în alte scopuri precum ridicarea sacilor de cereale.

Olandezii au început să folosească morile de vânt pentru a drena apa de pe câmp. Un

astfel de sistem consta dintr-o moara de vânt ce acţiona un mecanism asemănător cu o roată de apă, care scotea apa. Principalul dezavantaj al morilor de vânt este că, spre deosebire de roţile de apă, acestea nu pot fi folosite dacă este necesară funcţionarea continuă; dacă vântul încetează, se opreşte şi mecanismul.

Morile pe piloni au fost dezvoltate în secolul al XVI-lea, în Olanda, pentru a pune în

mişcare pompe de tipul roţilor de apă, pentru a drena polderele, sisteme care au fost, adaptate şi pentru a acţiona gatere pentru lemne.

Pompele cu palete multiple, acţionate de vânt, sunt folosite pentru a scoate apa din puţuri

în regiunile mai izolate, în special în Australia şi Africa de Sud. Apa pompată este depozitată într-un turn din apropiere. Deşi în mod obişnuit se numesc mori de vânt, aceste mecanisme sunt numite maşini de vânt şi pompe de vânt. O pompă de vânt tipică are o roată cu diametrul de 3 ... 4 m, prevăzută cu circa 20 de palete de oţel. Roata este montată pe un stâlp având înălţimea de aproximativ 8 m. Forţa vântului pe o derivă verticală din spate, menţine roata cu faţa spre vânt, însă deriva este concepută să întoarcă roata când vântul devine extrem de puternic, pentru a preveni deteriorarea mecanismului. La pompele de vânt care scot apa din puţuri, rotaţia paletelor este transformată într-o mişcare de sus-jos pentru a acţiona pompa.

În secolul al XIX-lea, în SUA, s-a dezvoltat o nouă tehnologie în raport cu energia

eoliană, unde au apărut într-un număr foarte mare pompele pentru apă care aprovizionau fermele şi locomotivele căilor ferate. Acestea erau maşini cu mai multe pale, poziţionate pe turnuri din lemn sau metal, fiecare fiind capabilă să realizeze un cuplu destul de mare încât să pună în mişcare o pompă cu piston mai mare.

Producerea electricităţii prin intermediul vântului

Morile şi pompele de vânt au continuat să fie folosite până când, în cursul secolului al XX-lea, au fost înlocuite de motoare electrice, dar, la vremea aceea, vântul era deja folosit pentru a produce electricitate. Succesul comercial a fost iniţial redus la nivelul generatoarelor de vânt


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

mici, care asigură însă o cale infinită de reîncărcare a acumulatoarelor electrice, în zonele izolate, fără alimentare de la reţea. Aceste generatoare mici sunt rotoare cu elicea formată din două sau trei pale, derivate din tehnologia motoarelor avioanelor. Mai multe proiecte din SUA şi Marea Britanie au demonstrat fezabilitatea aero-generatoarelor individuale din ce în ce mai mari, dar acestea nu s-au putut compara cu costurile foarte scăzute ale electricităţii obţinute prin intermediul combustibililor fosili.

Abia după ce rezervele de petrol au fost ameninţate prima dată de războiul arabo-israelian

din 1973, SUA a adoptat o legislaţie privind scutirea de taxe pentru stimularea producerii de energie electrică din surse alternative, în special cu referire la turbinele eoliene. O turbină eoliană ocupă o suprafaţă mică pe sol. Acesta este un foarte mare avantaj, deoarece perturbă puţin locaţia unde este instalată, permiţând menţinerea activităţilor industriale sau agricole din apropiere. Se pot întâlni turbine eoliene denumite individuale, instalate în locaţii izolate, fără racordare la reţea, fără conexiune cu alte turbine eoliene.

În caz contrar, turbinele eoliene sunt grupate sub forma unor ferme eoliene. Instalările se pot face pe sol, sau, din ce în ce mai mult, în largul mărilor, sub forma unor ferme eoliene offshore, în cazul cărora prezenţa vântului este mai regulată. Acest tip de instalare reduce dezavantajul privind poluarea sonică şi ameliorează estetica. Tehnica a fost adoptată în principal în California, unde, pentru prima dată, o multitudine de turbine eoliene mici (MTE) au fost instalate pe un amplasament cu vânturi puternice, aşa numita fermă eoliană. Câteva ferme de acest gen au devenit locuri pentru amplasarea de turbine eoliene, pentru fabricanţii din SUA şi din Europa (în special Danemarca, care a fost mereu în fruntea dezvoltării în domeniul turbinelor eoliene).

Deşi la început s-a considerat că dezvoltarea şi cercetarea în domeniu vor favoriza

dezvoltarea maşinilor de mari dimensiuni (de exemplu 4 MW), în practică, la fel ca la pompa eoliană, producţia de serie a maşinilor mai mici s-a dovedit a fi mult mai eficientă din punct de vedere comercial. Noul rotor cu ax verticală (inventat mai înainte de Darrieus) a fost bine reprezentat, dar nu s-a dovedit la fel de competitiv pe cât s-a crezut iniţial. Turbinele eoliene cu ax orizontal sunt cele mai utilizate, deoarece randamentul lor aerodinamic este superior celui al turbinelor cu ax vertical, sunt mai puţin supuse unor solicitări mecanice importante şi au un cost mai scăzut.

Până în 1985, în California au fost instalate generatoare care însumau peste 1200 MW

produşi cu ajutorul energiei eoliene, considerabil mai mult decât în tot restul lumii. Mai recent, stimulentele, atât financiare cât şi din punct de vedere economic, în acest domeniu au câştigat teren în SUA, dar şi în Europa unde au avut un efect mult mai mare. 6.4.2. Principii tehnice de operare

Formarea vânturilor Energia de origine eoliană face parte dintre energiile regenerabile. Aero-generatorul

utilizează energia cinetică a vântului pentru a antrena arborele rotorului; aceasta este transformată în energie mecanică, care la rândul ei este transformată în energie electrică de către generatorul cuplat mecanic la turbina eoliană. Vânturile sunt provocate de încălzirea neuniformă a suprafeţei pământului. Căldura absorbită de către pământ sau apă este transferată neuniform aerului, rezultând diferenţe de temperatură, densitate şi presiune. Aceste diferenţe conduc la


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

apariţia unor forţe care determină deplasarea aerului. Conform principiilor mecanicii fluidelor, aerul se deplasează pe glob de la o zonă cu presiuni mari către zone cu presiuni mai mici.

La scară globală, diferenţa de temperatură dintre tropice şi poli conduce la apariţia

vânturilor, acţionând ca un gigantic schimbător de căldură care împiedică o creştere şi mai mare a temperaturii ecuatorului şi o scădere şi mai accentuată a temperaturii polilor. La o scară mult mai mică, diferenţele de temperatură dintre pământ şi mare şi dintre munţi şi văi creează deseori brize puternice. Direcţia şi viteza vântului sunt şi ele afectate de factori precum rotaţia pământului, caracteristicile topografice locale şi „rugozitatea” pământului. Densitatea puterii eoliene

Vântul conţine energie care poate fi convertită în electricitate folosind turbinele eoliene. Cantitatea de electricitate pe care turbinele de vânt o produc depinde de cantitatea de vânt care a trecut prin suprafaţa “tăiată” de palele turbinei eoliene într-o unitate de timp. Debitul de energie se referă la densitatea puterii vântului. Mai exact, rotoarele turbinelor de vânt reduc viteza vântului de la viteza iniţială v1 în amonte de rotor la viteza v2, în aval de acesta (figura 6.38).

Diferenţa de viteză a vântului este o măsură pentru energia cinetică extrasă, care învârte

şi rotorul turbinei şi generatorul electric, aflat la sfârşitul trenului de angrenaj. Puterea teoretică extrasă de către turbina eoliană este dată de ecuaţia:

AvcP P ⋅ρ⋅η⋅= 3

12, (6.2)

unde ρ reprezintă densitatea aerului (kg/m³), cp este coeficientul de putere, η este randamentul mecanic / electric, iar A este aria cercului descris de elice.

Figura 6.38. Curgerea vântului printr-o turbină eoliană

În condiţii ideale, cp maxim teoretic este 16/27 = 0,593 sau, cu alte cuvinte, o turbină

eoliană poate să capteze aproximativ 59,3% din conţinutul energetic al aerului în mişcare. Aceasta este aşa numita “limita Betz”. În condiţii reale, coeficientul de putere nu poate atinge o valoare mai mare ca cp=0,5, deoarece include toate pierderile aerodinamice ale turbinei eoliene. În cele mai multe publicaţii tehnice, valoarea cp include toate pierderile şi este, de fapt, o prescurtare pentru cp⋅η. Puterea vântului, limita de putere şi caracteristicile de putere reale depind de coeficientul de putere şi de coeficienţii unei turbine eoliene aşa cum este evidenţiat în figura 6.39.


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

Figura 6.39. Puterea extrasă pe unitatea de arie a cercului descris de rotor,

în funcţie de viteza vântului neperturbată

În conformitate cu ecuaţia 6.2, un aspect cheie al densităţii puterii eoliene este dependenţa ei faţă de cubul vitezei vântului. Aceasta înseamnă că dacă viteza se dublează, puterea conţinută de vânt creşte cu un factor de 8. În practică, relaţia dintre puterea debitată a unei turbine eoliene şi viteza vântului nu urmează o relaţie cubică (curba puterilor reale din figura 6.39).

O curbă de putere a unei turbine eoliene este, de regulă, descrisă în termeni de patru regiuni distincte, aşa cum sunt prezentate în tabelul 6.11. (cu valori semnificative prezentate în figura 6.39).

Tabelul 6.11. Cele patru regiuni ale curbelor de putere ale turbinelor eoliene Zona de operare

Descrierea operaţională: Puterea debitată în funcţie de viteza vântului

Intervale semnificative de viteze ale vântului

Zona 1 Viteza vântului este prea mică pentru a putea produce putere utilizabilă

de la 0 la viteza de “cuplare” a vântului; de la 0 la 4 m/s.

Zona 2 Puterea creşte odată cu viteza vântului de la “cuplare” la viteza “nominală” a vântului; de la 4 la 13 m/s.

Zona 3 Puterea livrată este la un nivel constant. Palele turbinelor eoliene sunt mai puţin eficiente intenţionat datorită vitezei crescute a vântului.

de la viteza “nominală” a vântului la viteza “de întrerupere”; de la 13 la 20 m/s (sau mai mult).

Zona 4

Nu se livrează putere. Vânturile sunt prea puternice pentru a justifica puterea produsă, iar costul pentru un număr mic de ore este mult mai mare.

de la viteza “de întrerupere” a vântului până la viteza “de supravieţuire”; peste 20 m/s.

Din cele patru regiuni, turbinele eoliene generează şi livrează putere doar în limitele de

viteză definite de regiunile 2 şi 3. În regiunea 1 (sub viteza de “cuplare” a vântului), vântul nu are suficientă energie pentru a produce putere utilizabilă. În regiunea 4 (peste viteza “de


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

întrerupere”), cantitatea de energie furnizată de turbină începe să scadă, iar în cazul unor vânturi foarte mari turbina ar trebui chiar închisă pentru a se preveni eventuale defecţiuni. În acea zonă, vânturile sunt prea puternice pentru a justifica îmbunătăţirea corespunzătoare a structurii şi costurile prea mari relativ la perioadele scurte în care sunt înregistrate viteze în zona 4.

Densitatea puterii vântului depinde, de asemenea, şi de densitatea aerului. La altitudini

mai mari, densitatea aerului scade şi, ca o consecinţă a acestui fapt, scade şi puterea disponibilă. Acest efect poate reduce puterea debitată de turbinele situate pe munţi înalţi cu până la 40% comparativ cu putere produsă la aceleaşi viteze ale vântului, dar la nivelul mării. Densitatea aerului variază invers proporţional cu temperatura, motiv pentru care, temperaturile mai reci sunt favorabile determinând densităţi mari ale aerului şi producţie de energie eoliană mult mai mare.

Forţa ascensională şi rezistenţa aerului Pentru echiparea turbinelor eoliene există o mare varietate de rotoare. Fiecare dintre

acestea este proiectat să transforme efectele aerodinamice ale vântului într-un cuplu care să rotească un arbore. Moara de vânt persană funcţiona prin împingerea pe direcţia vântului a unei pale sau cupe folosind rezistenţa aerului (figura 6.40), pe când maşinile propulsate cu ajutorul elicelor folosesc pale ce generează forţe ascensionale ca şi în cazul aripii de avion.

Rezistenţa aerului poate fi folosită uşor, dar este ineficientă din cauză că majoritatea

energiei eoliene se pierde prin vârtejuri la marginea palei sau a cupei, pe când forţa ascensională este capabilă să încetinească aerul cu pierderi mult mai mici şi astfel turbina este mult mai eficientă. Rezistenţa aerului este folosită foarte eficient în rotorul cupei anemometrului care măsoară viteza vântului, dar aproape toate turbinele eoliene moderne au rotoare care folosesc efectul forţei ascensionale pentru a maximiza puterea debitată.

Figura 6.40. Câteva tipuri de rotoare (axă verticală, vedere în plan)

Comparaţii între rotoarele cu ax orizontal şi cele cu ax vertical Funcţionarea rotoarelor eolienelor cu ax orizontal se bazează pe principiul morilor de

vânt. Cel mai adesea, rotorul acestor turbine are trei pale cu un anumit profil aerodinamic, deoarece astfel se obţine un bun compromis între coeficientul de putere, cost şi viteza de rotaţie a captorului eolian, ca şi o ameliorare a aspectului estetic, faţă de rotorul cu două pale. Rotoarele eoliene cu ax orizontal sunt cele mai utilizate, deoarece randamentul lor aerodinamic este


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

superior celui al rotoarelor eoliene cu ax vertical, sunt mai puţin supuse unor solicitări mecanice importante şi au un cost mai scăzut.

Rotoarele cu ax orizontal (figura 6.41) funcţionează în mod opus elicelor de avion

folosind contrapresiunea pentru a genera putere. Vitezele aerului sunt, în mod normal, mult mai mici, aşa că rotoarele sunt mult mai mari pentru o putere dată. Viteza palelor este la fel de mică, dar sunt de câteva ori mai rapide decât viteza vântului pentru a maximiza forţele ascensionale şi pentru a minimiza suprafaţa de pală necesară.

tipuri elice cu: mai multe pale 2 pale şi respectiv 3 pale

Figura 6.41. Câteva tipuri de rotoare cu ax orizontal

Excepţie face rotorul cu mai multe pale folosit la pompele eoliene de apă, pentru care momentul este mai important decât puterea. Pentru acest tip de rotor, sunt potrivite palele rotative cu suprafaţă mare şi cu o viteză a vântului mai mică. În orice caz, palele sunt poziţionate sub un anumit unghi (fiecare pală este rotită în jurul axei sale, diferit faţă de planul rotaţiei), astfel încât se realizează o optimizare a forţelor aerodinamice. Acest unghi poate fi unul fix, caz în care rotorul este “cu pierdere de viteză regulată” din moment ce efectul vântului puternic este de a minimiza efectul forţelor ascensionale sau mai poate fi controlat printr-un mecanism similar propulsorului unui avion (“cu înclinare longitudinală regulată”).

Diametrele caracteristice şi capacităţile rotoarelor gen elice variază între 50 cm (50 W) şi

100 m (3 MW). Posibilul dezavantaj îl reprezintă faptul că au nevoie să fie mereu îndreptate pe direcţia vântului, iar turnul lor trebuie să fie îndeajuns de greu încât să suporte toate aparatele electrice necesare de la nivelul rotorului.

Rotoarele cu ax vertical (figura 6.42) sunt mai puţin familiare. Şi ele se folosesc de forţa

ascensională, dar se bazează relativ puţin pe componenta care acţionează pe direcţia înainte (forma aripii este “suptă” în faţă atâta timp cât vântul relativ este uşor înclinat către ea, asemănător unei bărci care navighează foarte aproape de vânt). Avantajele lor conceptuale constă în faptul că acceptă vânturi din orice direcţie, iar palele sunt proiectate să reziste şi la viteze mari de rotaţie.


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

Darrieus (de formă Troposkien) Savonius Cu geometrie variabilă

Figura 6.42. Diferite tipuri de rotoare cu ax vertical Pilonii turbinelor eoliene cu ax vertical sunt de talie mică, având înălţimea de 0,1 - 0,5

din înălţimea rotorului. Aceasta permite amplasarea întregului echipament de conversie a energiei (multiplicator, generator) la piciorul turbinei, facilitând astfel operaţiunile de întreţinere. În plus, nu este necesară utilizarea unui dispozitiv de orientare a rotorului, ca în cazul eolienelor cu ax orizontal. Totuşi, vântul are intensitate redusă la nivelul solului, ceea ce determină un randament redus al turbinei, aceasta fiind supusă şi turbulenţelor vântului la sol. În plus, aceste eoliene trebuie antrenate pentru a porni, iar pilonul este supus unor solicitări mecanice importante. Din acest motive, în prezent, constructorii de turbine eoliene s-au orientat cu precădere către turbinele cu ax orizontal. Cele mai răspândite două structuri de turbine eoliene cu ax vertical se bazează pe principiul tracţiunii diferenţiale sau a variaţiei periodice a incidenţei:

• Rotorul lui Savonius, funcţionarea se bazează pe principiul tracţiunii diferenţiale. Eforturile exercitate de vânt asupra fiecăreia din feţele unui corp curbat au intensităţi diferite. Rezultă un cuplu care determină rotirea ansamblului;

• Rotorul lui Darrieus se bazează pe principiul variaţiei periodice a incidenţei. Un profil plasat într-un curent de aer, este supus unor forţe ale căror intensitate şi direcţie sunt diferite, în funcţie de unghiul de incidenţă. Rezultanta acestor forţe determină apariţia unui cuplu motor care roteşte dispozitivul. În cazul rotoarelor Darrieus, palele au o formă ‘Troposkien’, asemenea unei corzi de

sărit, în aşa fel încât forţele se “întind” pe ele. Cele cu geometrie variabilă folosesc pale drepte care se închid singure la viteze mai mari. Aceste rotoare pot fi mai grele decât cele gen elice, dar nu necesită aparatură suspendată şi n-au nevoie nici de un turn de susţinere (rotoarele Darrieus au nevoie doar de cabluri pentru a susţine orientarea superioară). 6.4.3. Descrierea turbinelor eoliene

În figura 6.43. se prezintă un sistem tipic de turbină eoliană cu ax orizontal (TEAO). Deşi nu există un standard de clasificare al subsistemelor turbinelor eoliene, componentele care apar în figură ar putea fi împărţite în patru subsisteme de bază:

1. un rotor, având de regulă două sau trei pale, un butuc pe care palele se ataşează de arbore pentru turbinele eoliene care funcţionează cu viteze mici şi, în unele scheme, un sistem de legătură hidraulic sau mecanic pentru a permite înclinarea totală sau doar parţială a palelor;

2. o nacelă, care include, în general, o cutie de viteze şi un generator, tije şi aparate de cuplare, o carcasă pentru întreaga nacelă şi, în multe scheme, o frână cu disc şi un sistem de deviere;


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

3. un pilon şi fundaţia care susţine rotorul şi nacela; 4. controler şi cabluri electrice, instrumente pentru monitorizare şi control.

Figura 6.43. Schema turbinei eoliene cu ax orizontal

Succesiunea evenimentelor în cadrul generării energiei electrice eoliene este: a. Vântul interacţionează cu rotorul turbinei eoliene şi se produce un moment de rotaţie. b. Frecvenţa de rotaţie relativ mică a rotorului este mărită prin intermediul unei cutii de

viteze, iar arborele de ieşire din cutia de viteze roteşte un generator. c. Curentul electric produs de generator trece prin controlerul turbinei eoliene, prin

circuitele de frânare şi îi este ridicat nivelul tensiunii la o valoare intermediară de către un transformator.

d. Sistemul local de cabluri livrează curentul electric transformatorului amplasamentului prin intermediul comenzilor turbinei eoliene şi a sistemului de frânare a circuitului care ridică tensiunea la valoarea reţelei.

e. Reţeaua transportă curentul electric până în amplasamentul în care se găseşte consumatorul.

f. Substaţiile de transformare reduc tensiunea la valorile necesare pentru uz casnic sau industrial, iar prin reţelele de joasă tensiune se livrează energie electrică către locuinţe, birouri, fabrici etc.

Rotorul Rotorul poate fi montat în amonte de turn şi nacelă, astfel curentul de aer nu este

perturbat de către turn, sau în aval de turn, astfel încât rotorul se poate alinia continuu cu direcţia vântului (deplasare unghiulară). În cea de-a doua variantă, vântul este deviat şi apar turbulenţe în curentul de aer înainte de a ajunge la rotor datorită turnului (umbra turnului). Pentru selectarea numărului de pale, există o regulă: cu cât numărul de pale este mai mic, cu atât rotorul se învârte mai rapid. O mărime asociată este coeficientul vitezei vârfului palei λ, definit ca viteza vârfurilor palelor rotorului împărţită la viteza vântului.


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

Rotoarele turbinelor eoliene ar trebui să aibă viteze de rotaţie cât mai mari posibile pentru a reduce mulţimea angrenajelor şi generatoarelor utilizate. În acest sens numărul de pale ale rotorului ar trebui să fie cât mai mic. În mod normal, rotoarele cu 3 pale au coeficientul vitezei vârfului de proiect de ordinul 6...8, rotoarele cu două pale 10...12, iar cele cu o singură pală au peste aceste valori (vezi figura 6.44). Pe de altă parte, turbinele eoliene cu viteze mari ale palelor au dezavantajul zgomotului produs de rotor. În principiu, nivelul de zgomot al rotorului creşte cu puterea a şasea a vitezei vârfului palei, acesta fiind motivul pentru care proiectanţii turbinelor eoliene comerciale nu au depăşit până în prezent 70 m/s pentru viteza vârfului palei.

Durata de viaţă a unui rotor depinde de solicitările variabile şi de condiţiile climaterice

prin care trece în cursul perioadei de operare. De aceea, proprietăţile mecanice proprii şi proiectarea afectează durata de viaţă a rotorului. Materialele folosite pentru construcţia palelor turbinelor eoliene moderne pot fi grupate în trei mari clase:

1. lemn (inclusiv compuşii laminaţi ai lemnului); 2. compuşi sintetici (o matrice de poliester sau răşină epoxidică întărită cu fibră de sticlă); 3. metale (cu precădere oţelul sau aliajele din aluminiu).

Figura 6.44. Diagramă cP–λ pentru varietatea configuraţiilor unei turbine eoliene

Nacela Nacela adăposteşte ansamblul: tren de rulare al turbinei şi generator, mecanismul de

deplasare unghiulară şi alte componente ale controlului. În figura 6.45. se prezintă o secţiune longitudinală printr-o nacelă a unei turbine eoliene medie-mare cu echipamentele aferente. Personalul de serviciu poate ajunge în nacelă prin turnul turbinei.


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

Figura 6.45. Reprezentare schematică a nacelei turbinei eoliene

Echipamentul care este adăpostit de o nacelă tipică a unei turbine eoliene este descris pe

scurt în continuare.

Arborele principal: Transmite cutiei de viteze (multiplicator) momentul iniţial de la ansamblul rotorului, arborele principal fiind susţinut de lagăre de alunecare. La o turbină eoliană modernă de 600 kW, rotorul se învârte relativ încet, cu aproximativ 19...30 rot/min.

Discul de frână: Acesta poate fi situat fie pe arborele principal, înaintea cutiei de viteze,

fie pe arborele de viteză mare, după cutia de viteze. În al doilea caz ansamblul de frânare este mai mic (şi mai ieftin) pentru a putea induce momentul necesar încetinirii rotorului, dar nu poate asigura controlul imediat al rotorului, iar în cazul în care la cutia de viteze se strică sistemul de frânare, rotorul nu mai poate fi controlat.

Cutia de viteze (multiplicatorul): Ieşirea electrică a turbinelor eoliene trebuie să fie

compatibilă cu frecvenţa reţelei de distribuţie locale (50 - 60 Hz). Frecvenţa rotorului este în general în jurul valorii de 0,5 Hz; în consecinţă, se utilizează o cutie de viteze în combinaţie cu un generator cu mai mulţi poli pentru a creşte frecvenţa. Cele mai multe generatoare din comerţ au 4 sau 6 perechi de poli, aşa că ar fi necesară o creştere a vitezei cu raportul de 25:1. Turbinele eoliene de dimensiuni mici (50-150 kW) utilizează unul sau doi arbori de transmisie paraleli (cu angrenaj elicoidal pentru minimizarea zgomotului şi a pierderilor de putere). Turbinele eoliene mai mari, cele comerciale (150-750 kW) sunt folosite în mod curent cu transmisii planetare, care au arborele de ieşire în linie cu arborele principal (reducând presiunea şi pierderile de putere), ceea ce conduce la o reducere corespunzătoare de gabarit.

Generatorul: Transformă energia mecanică la arbore în energie electrică. Generatoarele

turbinelor eoliene sunt deosebite în comparaţie cu unităţile conectate în mod normal la reţeaua electrică. Un motiv este că trebuie să fie compatibile la intrare cu ansamblul format din rotorul şi cutia de viteze, dar ieşirea trebuie să se conformeze cerinţelor locale de putere. Dacă o turbină conectată la reţea este dotată cu un generator de curent alternativ, acesta trebuie să producă putere care să fie în fază cu reţeaua care furnizează electricitate utilităţii.


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

Multe turbine conectate la reţea folosesc generatoare de curent alternativ cu inducţie excitate capacitiv, ale căror curent de magnetizare este tras de la reţea, asigurând că frecvenţa de ieşire a generatorului este setată identic cu cea a utilităţii, şi reglând viteza rotorului între limite. Generatoarele sincrone produc electricitate sincronizat cu frecvenţa de rotaţie a arborelui generatorului, iar viteza rotorului trebuie să se potrivească exact frecvenţei utilităţii. Turbinele eoliene foarte mici pot avea generatoare de curent continuu care este folosit pentru alimentarea sarcinilor de tensiune joase (de regulă 12 V), pentru a încărca o baterie de acumulatoare etc.

Mecanismul de deplasare unghiulară: Pentru a extrage cât mai multă energie cinetică din

vânt, axa rotorului ar trebui aliniată cu direcţia vântului. Turbinele eoliene mici, cu rotorul amonte (până la 25 kW), folosesc de regulă o coadă paletă pentru a păstra axa rotorului pe direcţia vântului. Turbinele eoliene mai mari cu rotoare amonte, necesită un control activ al alinierii care să rotească nacela şi ansamblul rotorului până când turbina este aliniată corespunzător.

Turnul de susţinere (pilonul) Pilonul unei turbine eoliene asigură structura de susţinere şi rezistenţă a ansamblului

superior (care poate cântări şi câteva tone) şi menţine rotorul la o înălţime la care viteza vântului este destul de mare şi este mai puţin perturbată decât la nivelul solului. În zonele cu teren accidentat, existenţa unui pilon înalt reprezintă un avantaj deoarece palele rotorice ale turbinelor cu turnuri relativ scurte vor fi supuse unor viteze ale vântului foarte diferite (deci şi solicitări diferite), când pala rotorică este în poziţia de sus şi de jos, ceea ce conduce la creşterea încărcărilor la oboseală a turbinelor.

De aceea, structura pilonului trebuie să suporte încărcături însemnate, începând cu cele

gravitaţionale, rotaţionale şi împingerea vântului. În plus, pilonul trebuie să fie capabil să reziste atacurilor climatice pentru întreaga durată de viaţă proiectată pentru turbină, care poate fi de 20 de ani sau chiar mai mult. Producătorii livrează deseori maşini unde înălţimea pilonului este egală cu diametrul rotorului.

Piloni tubulari ficşi: sunt realizaţi din oţel sau din beton, în formă de con. Cele mai mari

turbine eoliene sunt livrate cu piloni tubulari din oţel, aceştia fiind fabricaţi în secţiuni de 20 până la 30 m cu câte o flanşă la fiecare capăt, asamblaţi prin buloane la montaj. Pilonii sunt conici (ex.: cu diametrul crescând către bază – figura 6.46. stânga) pentru a creşte stabilitatea lor şi în acelaşi timp, pentru a economisi materiale.

Piloni cu zăbrele fixe (figura 6.46. dreapta) sunt realizaţi din profile de oţel sudate. Ei

sunt relativ ieftini de montat şi necesită fundaţii mai mici decât pilonii tubulari datorită împrăştierii încărcăturii structurii pe o suprafaţă mai mare. Avantajul de bază este costul, din moment ce un asemenea pilon necesită doar jumătate din materialul care a fost folosit pentru un pilon tubular cu caracteristici similare. Dezavantajul principal al pilonilor cu zăbrele este estetica vizuală, deşi această problemă este discutabilă.

Pilonii construibili au un avantaj financiar semnificativ în comparaţie cu celelalte tipuri,

din moment ce pot fi ridicaţi sau coborâţi utilizând o capră, nefiind nevoie de macara. Sunt posibile poziţionarea la nivelul solului al rotorului şi a nacelei. Diametrul acestui pilon este, în practică, mult mai mic decât al pilonilor tubulari. Pilonii construibili, alături de cei cu zăbrele fixe, au un efect de umbră mai mic decât pilonii tubulari. Totuşi, ei ocupă mai mult teritoriu


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

datorită nevoii de împrăştiere a cablurilor de fixare, ceea ce poate reprezenta un handicap dacă în jurul bazei turbinei sunt culturi agricole pentru care se utilizează maşini agricole. Pe de altă parte, fermele de animale nu sunt afectate.

Figura 6.46. Fotografii cu turbine eoliene cu pilon tubular fix (în stânga)şi cu zăbrele fixe (în

dreapta)

6.4.4. Factori cu impact asupra fluxului de venituri şi cheltuieli pe durata de viaţă a proiectelor eoliene

Variaţia în timp a vânturilor Pentru a evalua cu acurateţe performanţele turbinelor eoliene este nevoie să se cunoască

nu numai viteza medie a vântului într-un loc anume, dar şi cum variază viteza vântului în timp. Dacă o gamă largă de viteze ale vântului este transformată în domeniul frecvenţelor ca un spectru de putere, atunci poate fi identificată scara de timp a energiei vântului (figura 6.47). Este util să se facă distincţie între variaţiile celor trei scări: scurtă (secunde, până la minute), medie (ore până la zile) şi lungă (săptămâni până la ani).

Variaţiile pe durate de timp foarte scurte nu sunt, de regulă, prea importante în a evalua

resursele vântului decât dacă acesta este foarte turbulent sau îşi schimbă deseori direcţia. Pentru turbinele eoliene izolate, schimbările bruşte de viteză pot cauza fluctuaţii mari în puterea debitată (la care se adaugă gradul de uzură mai accentuată a componentelor turbinei eoliene, crescând astfel costurile cu reparaţiile şi întreţinerea). Totuşi, în fermele eoliene care conţin mai multe turbine eoliene, acest efect tinde spre medie datorită faptului că rotoarele din diferite locaţii sunt supuse rafalelor de vânt la momente de timp diferite. Din acest motiv, măsurătorile vitezei vântului efectuate pentru evaluarea potenţialului puterii vântului în acel loc sunt în mod normal mediate pentru perioade cuprinse între 10 minute şi o oră.


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

Figura 6.47. Spectru de varianţă tipic al vitezei vântului

Variaţiile care au loc pe parcursul orelor până la nivelul zilelor sunt importante pentru

evaluarea resurselor vântului. Înregistrările tipice ale vitezei vântului denotă creşteri şi descreşteri mari care persistă pentru mai multe zile, în cazul furtunilor sau a fronturilor atmosferice. În plus, multe locaţii experimentează un tipar zilnic al variaţiei vitezei vântului cu vârfuri care se întâlnesc deseori în cursul după amiezii. Variaţiile lunare şi sezoniere au, de asemenea, un efect important asupra performanţelor fermelor eoliene. Gradul şi coordonarea variaţiilor sezoniere depinde de fiecare regiune.

Ar putea avea loc chiar şi schimbări la nivelul vitezei medii anuale a vântului, de la an la

an, datorită fenomenelor regionale climatice. Este esenţial să se efectueze măsurători cel puţin un an, pentru a înregistra comportamentul sezonier al vântului. Pe lângă aceasta, beneficiile măsurătorilor extinse dispar repede şi un an sau doi de măsurători sunt, de regulă, suficienţi pentru a prezice pe termen lung vitezele medii ale vântului şi variabilitatea vitezei vântului cu o precizie acceptabilă. Scările de timp, grupul de persoane pentru care prezintă interes şi motivele sunt prezentate în tabelul 6.12.

Tabelul 6.12. Scările de timp pentru sisteme de generare a energiei electrice eoliene Scara de

timp Interes pentru Motiv de interes

Zeci de secunde sau mai puţin

Proiectanţii turbinelor eoliene

Rezistenţa la încărcări induse de vânt, vibraţii structurale şi defecţiuni de îndoire ale componentelor; posibile fluctuaţii de tensiune şi frecvenţă.

De la zeci de minute la ore

Operatorii sistemelor de putere

Abilitatea de a urmări sau a compensa puterea variantă cu care contribuie sistemul eolian; previziunile legate de vânt.

O zi Operatorii sistemelor de putere

Anticiparea ciclului diurn şi a puterii debitate în unele regimuri ale vântului; corelaţia cu profilul de încărcare diurn.

Lună-de-lună Planificatorii şi operatorii sistemelor de putere

Anticiparea variaţiilor sezoniere şi a puterii debitate în cele mai multe regimuri ale vântului; corelaţia cu profilul de încărcare sezonier.


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

Scara de Interes pentru Motiv de interes timp Un an Operatorii sistemului de

putere şi comunitatea financiară

Anticiparea puterii debitate anual în majoritatea regimurilor vânturilor; posibilitatea de a acoperi datoria într-un an cu vânt mediu.

An de an Comunitatea financiară Variabilitatea inter-anuală şi abilitatea de a acoperi deficitul într-un an cu vânt sub media standard.

Dependenţa vitezei vântului de înălţime Ecuaţia pentru extragerea puterii de către o turbină eoliană arată că energia generată de

aceasta depinde de distribuţia vitezei vântului în amplasament, densitatea aerului, mărimea rotorului şi performanţele tehnice. În special înălţimea turnului de susţinere afectează considerabil captarea energiei deoarece viteza vântului creşte odată cu înălţimea peste nivelului solului, un fenomen cunoscut ca forfecarea vântului. Gradul de efort tangenţial al vântului depinde în principal de doi factori: amestecul atmosferic şi rugozitatea terenului (denivelări, vegetaţie).

Rugozitatea terenului afectează efortul tangenţial al vântului, astfel încât viteza vântului

este încetinită în apropierea pământului. În zone cu un grad mare de asperitate, cum sunt pădurile sau oraşele, vitezele vântului de la apropierea solului tind să fie mici, iar efortul tangenţial mare; în zonele plate, cum sunt câmpiile, fenomenul este invers. Efortul tangenţial poate fi redus considerabil sau eliminat unde se găseşte o schimbare bruscă în înălţimea terenului, un abrupt brusc cum ar fi o faleză sau o creastă de munte. Figura 6.48. sugerează o posibilă formă a stratului limită a vitezei vântului.

Figura 6.48. Profil tipic, măsurat, al vitezei vântului

O aproximare uzuală pentru distribuţia vitezei vântului pe înălţime este cea logaritmică:

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛κ

= τ

0zhv

v ln , (6.3)

unde v este viteza vântului la înălţimea h, vτ este viteza de frecare, κ este constanta von Kárman (egală cu 0,4), iar z0 este înălţimea asperităţii, care este în corelaţie cu învelişul vegetal


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

al acelei zone. Tabelele cu lungimi de asperitate sunt disponibile pentru diferite surse. Uneori, pentru a descrie profilul vântului este folosită o lege a puterii:

α

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛=

RR h

hvv

(6.4)

cu vR fiind viteza vântului la înălţimea de referinţă hR. Exponentul α este dependent de asperitatea elementelor de pe pământ şi se menţionează ca fiind rezonabilă o valoare de 1/7.

Proporţia gazelor din atmosferă urmează un ciclu zilnic guvernat de încălzirea solară. La

înălţimea butucului unei turbine eoliene acest ciclu provoacă deseori creşterea vitezelor vântului în timpul zilei şi descreşterea pe timpul nopţii. Totuşi, diferenţele de variaţie dintre noapte şi zi dispar pe măsură ce înălţimea la care este situat butucul creşte. Profilul legii logaritmice a vântului (ecuaţia 6.3) poate fi încă folosită în cei mai de jos 100 m, cu corecţiile de rigoare, în măsura în care pot fi luate în considerare schimbările în stabilitatea atmosferică.

Din motive economice, măsurătorile vântului sunt uneori făcute la înălţimi mai mici decât

a turnului turbinei eoliene. În acest caz, este esenţial să se măsoare efortul tangenţial la diferite momente ale zilei şi în anotimpuri diferite pentru a prezice cu acurateţe performanţele unei ferme eoliene. Efortul tangenţial poate fi măsurat prin monitorizarea vitezelor vântului la două sau trei niveluri ale turnului.

Variaţiile spaţiale ale vânturilor Pentru a complica şi mai mult lucrurile, caracteristicile resurselor de vânt pot să difere

mult între locaţii apropiate. Din motive obiective, cele mai puternice vânturi se găsesc în locaţii expuse. În plus, caracteristicile terenului cum sunt dealurile sau crestele pot accelera vântul care trece peste ele. O creastă orientată perpendicular pe direcţia predominantă a vântului şi cu o pantă moderată e, de regulă, ideală. Totuşi, vânturile puternice pot să apară uneori în locuri neaşteptate.

De exemplu, trecătorile largi din munţi ar putea fi locuri excelente pentru amplasarea de

ferme eoliene, datorită vânturilor care pot fi create de aerul rece care se scurge de pe înălţimile munţilor spre văi. Pentru anticiparea vitezelor vântului s-au dezvoltat diferite modele matematice sofisticate pe calculator. Totuşi, nu există nici un substitut al măsurătorilor directe.

6.4.5. Evaluarea resurselor

Date disponibile despre sursele de vânt Stabilirea resurselor eoliene ale unui potenţial amplasament este esenţială pentru

estimarea energiei electrice posibil a fi generată de către turbina eoliană. Cunoscând această valoare, se poate trece la o evaluare economică preliminară. Resursa de vânt este puternic influenţată de către topografia pământului şi de distanţa de la cursurile mari de apă. Pe terenuri deluroase, resursa este mai mare în vârful dealurilor sau în văile unde vântul este ghidat printre două dealuri. Partea de sub deal are resurse eoliene mult mai mici.

Obstacolele existente, cum sunt copacii sau clădirile, trebuie luate în considerare ca

factori perturbatori şi ca umbre de vânt. O turbină eoliană poate funcţiona pentru mai mult de 20 de ani, aşa că plantaţiile de pomi şi dezvoltările ulterioare în acea zonă pot avea impact asupra


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

resurselor de vânt disponibile. Deseori, ar fi suficientă o analiză bazată pe harta resurselor locale, cea mai apropiată staţie meteorologică sau pe factorii de influenţă locali.

Foarte multe ţări au disponibile hărţi legate de resursele eoliene. Acestea sunt obţinute, în

general, prin extrapolarea datelor meteorologice existente folosind modele matematice complexe. Totuşi, aceste hărţi nu iau în considerare condiţiile locale specifice cum sunt clădirile, copacii, complexitatea terenului şi brizele marine, aşa că ar trebui folosite doar ca ghid în alegerea viabilităţii unui amplasament. Cel mai sigur mod de a evalua potenţialul resurselor unui amplasament este prin monitorizarea vitezei vântului şi a direcţiei acestuia.

Monitorizarea resurselor eoliene Pentru a cunoaşte exact resursele vântului dintr-un anumit loc este necesar să se

monitorizeze viteza vântului şi direcţia lui cu ajutorul unei instalaţii meteorologice. Aceasta ar putea fi la fel de dificil ca şi instalarea turbinei reale, dar deseori este nevoie de un plan. Stâlpii meteorologici sunt preferaţi să fie instalaţi pentru aproximativ un an, astfel încât să fie consideraţi structuri temporare. Un anemometru înregistrează viteza vântului, iar o morişcă de vânt îi înregistrează direcţia. Anemometrele trebuie să fie bine expuse tuturor direcţiilor vântului, de exemplu fiecare obstacol aflat la distanţă de anemometru influenţează până la de cel puţin 10 ori înălţimea lui. Cele mai corecte citiri sunt înregistrate la “înălţimea butucului” (se montează, de exemplu, în vârful turnului turbinei eoliene).

Valorile medii anuale ale vitezelor vântului pentru un amplasament maschează variaţiile

de viteză. Vântul nu suflă cu aceeaşi viteză tot timpul, în consecinţă media este formată dintr-o mulţime de valori diferite, culese din diferite perioade. Lungimea perioadei de timp pentru calculul vitezei şi direcţiei medii a vânturilor are impact asupra rezultatelor (o perioadă prea lungă ar putea include în ea şi schimbări climatice, iar o perioadă prea scurtă ar putea fi afectată prin înregistrarea unui an nereprezentativ). De regulă se determină valorile medii orare sau la 10 minute ale vitezei vântului.

Datele cu privire la viteza vântului sunt înregistrate pe diagrame, iar observatorul

estimează viteza media a vântului din precedentele înregistrări orare. Datele privind direcţia vântului sunt de asemenea înregistrate pe diagrame şi se stabileşte o valoare medie orară. Direcţiile sunt îmbinate în sectoare de câte 10 grade, de la 0 grade nord şi până la 350 de grade. O roză a vânturilor ilustrează grafic frecvenţa direcţională a vântului. O abordare mai modernă ar fi folosirea înregistratorilor electronici care sunt mai scumpi, dar pot face analize automat şi elimină eroarea de observaţie.

Un alt mod de a descrie regimul vântului dintr-un amplasament se face prin definirea

frecvenţei de distribuţie a vitezei vântului în timpul unui an. Se contorizează numărul de apariţii pentru fiecare domeniu al vitezei vântului, iar apoi se însumează pentru tot anul. Curba distribuţiei de frecvenţă a vitezei vântului dintr-un amplasament este asemănătoare cu graficele funcţiilor Weibull sau Rayleigh, care sunt cele mai utilizate pentru aproximarea distribuţiei vântului, în cazurile în care nu se face o monitorizare.


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

6.4.6. Mecanisme de control

Controlul puterii Forţa ascensională de pe palele rotorului creşte cu puterea a doua a vitezei aerului, iar

energia extrasă de turbina eoliană cu puterea a treia, situaţie care necesită un control efectiv, de acţiune rapidă pentru controlarea puterii rotorului pentru a evita supraîncărcări mecanice sau electrice în sistemul de transmisie a energiei turbinei eoliene. Turbinele eoliene moderne folosesc două principii diferite de control pentru a limita extragerea puterii nominale de la generator. Cel mai pasiv este aşa numitul “control critic”, cel activ fiind “controlul înclinării”.

În primul caz, puterea la ieşire este determinată de proprietăţile aerodinamice ale palelor;

nu există piese mobile care să poată fi reglate. Torsiunea şi grosimea palei rotorului variază pe lungime în aşa fel încât turbulenţele au loc în spatele palei când viteza vântului devine prea mare. Această turbulenţă cauzează unele pierderi de energie minimizând puterea la ieşire în cazul vitezelor mari. Controlul critic al turbinelor prevede şi frâne la vârfurile palelor pentru a putea opri rotorul, în caz că turbina trebuie oprită pentru un motiv anume.

În cel de-al doilea caz, unghiul palelor rotorului poate fi ajustat de către sistemul de

control al maşinii. Sistemul de control al înclinării are încorporate frâne, astfel că palele devin fixe atunci când acestea sunt complet „răsucite”. În trecut, majoritatea sistemele de generatoare ale turbinelor eoliene mici şi mijlocii foloseau simplul control critic, dar în zilele noastre, o dată cu creşterea dimensiunilor turbinelor eoliene, producătorii preferă din ce în ce mai mult sistemul de control al înclinării care oferă mai multe posibilităţi de influenţare a operării turbinelor eoliene.

Reglarea vitezei rotorului Turbinele eoliene moderne au două tipuri de conexiuni la reţeaua electrică. Cu

sincronizarea directă a unui generator inductiv, rotorul operează cu viteză aproape constantă, deoarece reţeaua puternică menţine frecvenţa generatorului. Gama de alunecări a generatorului este singura care dă variaţii de viteză rotativă. Cu ajutorul unui sistem invertor între turbina generatorului eolian şi reţea, turbina este decuplată de la frecvenţa reţelei şi este capabilă să se rotească la viteze variabile.

Turbinele eoliene cuplate direct la reţea domină piaţa mondială datorită simplitaţii lor

tehnologice, dar mai multe aspecte pozitive ale vitezei variabile a rotorului au modificat actuala direcţie de dezvoltare. Cum s-a menţionat anterior, schema optimizată aerodinamic a turbinei eoliene este bazată pe o relaţie între vânt şi viteza vârfurilor palelor rotorului, coeficientul vitezei vârfului, λ. Pentru a menţine randamentul aerodinamic maxim, rotorul trebuie să îşi schimbe viteza de rotaţie în concordanţă cu viteza vântului.

Drept consecinţă, noile turbine eoliene mari folosesc din ce în ce mai mult rotoare cu

viteză variabilă pentru a profita de avantajele tehnice. Pentru a adapta mai bine turbina eoliană la punctul aerodinamic proiectat, producătorii folosesc deseori generatoare de inducţie cu două viteze care permit schimbarea vitezei rotorului în doi paşi. La viteze mici ale vântului, generatorul operează cu viteze mici de rotaţie (un număr mai mare de poli), iar la viteze mari ale vântului cu o viteză de rotaţie mare (un număr mai mic de poli).


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

6.4.7. Productivitatea energetică a sistemelor eoliene

Factorul de capacitate ca măsură a producţiei de energie Evident, sistemele eoliene nu produc energie în toate cele 8760 de ore dintr-un an (vântul

nu suflă continuu) şi chiar în perioadele în care turbina eoliană produce energie, nu o face mereu la putere maximă. O măsură a productivităţii energetice a unui sistem eolian este factorul de capacitate CF, un parametru descriptiv definit şi folosit ca un raport dintre producţia de energie efectivă şi producţia de energie care ar rezulta din operarea continuă la putere nominală pe toată durata unui an:

( )h/an8760nominala Putereaan/energie de Productia

×=YrCF . (6.5)

Plaja de variaţie a factorului de capacitate este între 0 şi 100%. Pentru cele mai

performante ferme eoliene de pe tot cuprinsul lumii, au fost obţinute valori ale factorului de capacitate mai mari de 30%, 28% fiind o valoare pentru o amenajare suficient de bună. De exemplu, dacă un sistem de 100 MW a generat şi a livrat 245 milioane kWh în timpul unui an, factorul de capacitate corespondent ar fi:

( ) 0,28h8760MW100

kWh10245 6=

×⋅

=YrCF sau, în procente, 28%.

În plus, ecuaţia (6.5) poate fi folosită pentru a calcula producţia anuală de energie a unei turbine eoliene de 500 kW operând cu un factor de capacitate 0,28. Rezultatul este de 1,226 milioane kWh/an.

Când se face referire la valorile factorului capacitiv din sisteme eoliene, trebuie stabilită

perioada de interes. Aceasta este, de regulă, un an, iar factorul de capacitate poate fi, de asemenea, definit pentru o lună. Dacă acea lună este una în care vânturile au avut viteze foarte mari, valoarea relevantă a factorului de capacitate poate fi greşită dacă se interpretează ca o valoare medie anuală. Totuşi, ca raport de energii, factorul de capacitate nu spune nimic despre procesele fizice asociate conversiei de putere eoliană în putere electrică.

Pentru a putea estima mult mai bine producţia de energie a unei turbine eoliene, este

nevoie să se suprapună caracteristicile producţiei de energie ale turbinei eoliene cu cele ale regimului vânturilor pentru regiunea în care aceasta este amplasată. După calcularea pierderilor în sistemul de colectare a puterii electrice, interacţiunile dintre turbinele eoliene dintr-o fermă eoliană, ca şi alte pierderi, producţiile de energie individuale ale turbinelor eoliene pot fi însumate pentru a estima producţia totală de energie a fermei eoliene. Aceste estimări sau predicţii sunt cel mai des exprimate în termeni de an calendaristic şi se face referire la ele ca la producţia anuală de energie a turbinelor eoliene sau a fermelor eoliene.

Estimarea producţiei anuale de energie Puterea resurselor eoliene este descrisă cantitativ de către frecvenţa de distribuţie a

vitezei vântului. Curba de putere a turbinei eoliene reprezintă o relaţie cantitativă între puterea electrică la ieşire şi viteza incidentă a vântului. Distribuţia vitezei vântului şi curba de putere a turbinei eoliene determină împreună producţia anuală de energie (PAE). Aceste funcţii şi relaţiile


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

aferente sunt ilustrate mai jos. Variaţia discretă a distribuţiei vitezei teoretice/măsurate a vântului în amplasamentul unei turbine eoliene este ilustrată în figura 6.49.

Funcţia de distribuţie a vitezei vântului, F(v).Δv, dă numărul de ore pe an în care viteza

vântului se încadrează între valorile intervalului de lăţime Δv, localizat între valorile v şi v+Δv (în cazul figurii 6.49, Δv=0,5 m/s). Indicele întreg k identifică intervalul de viteză a vântului. Astfel, k=21 corespunde valorii care se încadrează între 10 şi 10,5 m/s, cu o viteză medie vk=10,25 m/s. Înălţimea barei pentru k=21 indică faptul că viteza vântului se găseşte în acest interval aproximativ 275 h/an. Suma tuturor barelor este 8760 h (numărul de ore dintr-un an).

Figura 6.49. Histograma anuală a vitezei vântului (vk=10,25 m/s; tk=275 h)

Curba de putere pentru o turbină eoliană ipotetică de 500 kW, la o densitate standard a

aerului (1,225 kg/m³) este evidenţiată în figura 6.50. Curba de putere P(v) este o funcţie continuă care specifică puterea electrică la ieşirea din turbina eoliană în funcţie de viteza vântului. Versiunea discretă, indicată prin pătrăţele, este dată de Pk, unde semnificaţia indicatorului întreg k este aceeaşi ca la distribuţia de viteză a vântului.

Figura 6.50. Curba de putere pentru o turbină eoliană de 500 kW (Pk=345 kW; vk=10,25 m/s)

Cele două funcţii de mai sus, şi anume distribuţia frecvenţei vitezei vântului şi curba de

putere a turbinei eoliene, când sunt înmulţite (figura 6.51) şi însumate pentru toate vitezele vântului (toate valorile indexului k), conduc la o o estimare a producţiei anuale de energie:


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

)( ) (∑∑==

⋅⋅⋅=⋅⋅Δ⋅=N

kkk

N

kkk PFPFvPAE

11m/s50h/an8760h/an ),()()( , (6.6)

unde N este numărul total de intervale. Relaţia (6.6) poate fi folosită pentru a estima producţia anuală de energie (în Wh/an) estimată pentru turbina eoliană cu o curbă specifică de puteri operând în regimul eolian descris de distribuţia respectivă de viteze a vântului.

Figura 6.51. Exemplu de energie estimată în k (Ek=95 MWh)

6.5. Tehnologii pentru producerea combinată a energiei 6.5.1. Introducere

Cogenerarea reprezintă producerea combinată şi simultană de energie electrică şi căldură („combined heat and power – CHP”). Sistemul CHP generează electricitate şi / sau energie mecanică şi energie termică în acelaşi timp (figura 6.52). Energia termică recuperată din ciclul CHP poate fi utilizată în industrie şi/sau clădiri pentru încălzire sau răcire. Acest lucru este în contradicţie cu producerea separată a electricităţii în centrale electrice, respectiv a căldurii în echipamente specializate situate lângă consumator.

CHP nu este un concept inovativ, ci reprezintă o aplicaţie a unor tehnologii deja existente

care permite acoperirea cererii din ce în ce mai ridicate de căldură, frig, energie mecanică şi electricitate. În principiu o CHP cuprinde un sistem de producere a energiei electrice şi un sistem de recuperare a căldurii. De la apariţia CHP, eficienţa totală este mult mai mare decât în cazul producerii separate de energie electrică şi termică.


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

Figura 6.52: Sistemul convenţional de producere a energiei în comparaţie cu CHP

După cum se observă din figura 6.52, consumând 100 de unităţi de combustibil CHP poate produce 35 unităţi electrice şi 50 termice, ceea ce reprezintă o eficienţă de 85%. Pentru a produce separat aceeaşi cantitate de electricitate şi de energie termică sunt necesare 180 de unităţi de combustibil. Deci, principalul avantaj al CHP îl constituie economisirea combustibilului.

Transportul electricităţii pe distanţe mari fiind mai ieftin şi mai uşor de realizat decât cel

al căldurii, instalaţiile CHP sunt instalate cât mai aproape de consumatorul termic. Ele sunt dimensionate să acopere consumul întregii zone, în caz contrar fiind necesare instalaţii suplimentare pentru producerea de căldură (de exemplu cazane), ceea ce ar conduce la diminuarea avantajelor oferite de CHP. Dezvoltarea tehnologică recentă a creat o gamă largă de aplicaţii pentru CHP.

Sunt patru tipuri posibile de implementare a cogenerării: • La scară mică, proiectate să asigure necesarul de căldură pentru apă şi încălzirea clădirii,

bazate pe motoare cu ardere internă cu pistoane, • La scară mare, asociate cu producerea aburului pentru aplicaţii industriale şi clădiri mari,

bazate pe motoare cu ardere internă cu piston (tip Diesel), turbine cu abur sau cu gaze, • La scară mare, pentru încălzire regională, în jurul unei centrale electrice sau a unui

incinerator de deşeuri, asigurând căldura pentru o reţea locală, • Scheme CHP alimentate cu surse regenerabile de energie, putând fi realizate la orice

scară. Caracteristicile cogenerării

Scopul CHP ar putea fi generarea unei cantităţi de căldură mai mare decât cea de energie

electrică. Totuşi, cel mai întâlnit caz este acela în care se produce mai multă energiei electrică decât termică.


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

Succesul CHP depinde de cererea de căldură. Mai precis o CHP este indicată acolo unde există o cerere constantă de căldură de cel puţin 4.500 de ore pe an. Durata cererii de electricitate este de asemeni importantă, recomandându-se ca CHP să funcţioneze pe timp de zi, în perioade în care se aplică tarife ridicate pentru electricitate.

Considerând CHP dimensionat funcţie de necesarul de căldură, se obţin următoarele

beneficii: • Dacă există combustibili de tip biomasă sau reziduuri precum gaze de rafinărie, deşeuri

din agricultură, acestea pot fi folosite drept combustibili pentru CHP, crescând eficienţa şi rezolvând problema depozitării deşeurilor,

• Scad costurile, sporeşte concurenţa pentru utilizatorii comerciali şi industriali, oferindu-se şi căldură pentru utilizatorii casnici.

• Apare oportunitatea de a dezvolta forme descentralizate de producere a energiei, destinate acoperirii cererii unor consumatori locali, având o eficienţă ridicată. Se evită pierderile care apar la transportul energiei şi creşte flexibilitatea sistemului (soluţia este viabilă în mod deosebit pentru cazul utilizării drept combustibil a gazului natural).

• Îmbunătăţirea siguranţei locale şi generale în alimentarea cu energie prin intermediul CHP diminuează riscul consumatorilor de a rămâne fără electricitate şi/sau căldură. În acelaşi timp, consumul redus de combustibil al CHP determină reducerea importurilor, fiind o provocare pentru viitorul energetic din Europa.

• Posibilitatea de a spori diversitatea centralelor electrice şi competiţia pentru generarea de energie (CHP reprezintă una din cele mai importante metode de promovare a liberalizării pe piaţa de energie).

• Creşterea ratei angajărilor; numeroase studii au dus la concluzia că dezvoltarea CHP crează noi locuri de muncă.

• CHP reprezintă o măsură preventivă de reducere a emisiilor poluante, fiind în consecinţă rentabilă din punct de vedere ecologic; metodele tradiţionale nu acţionează decât asupra gazelor evacuate, aceste metode nefiind profitabile şi reducând eficienţa şi energia utilă.

Cel mai eficient sistem CHP (eficienţa ajungând la circa 80%) este acela care satisface o

cerere mare de căldură dar care produce mai puţină energie electrică. Creşterea temperaturii necesare pentru căldura furnizată de CHP duce la scăderea raportului electricitate - căldură. Scăderea energiei electrice furnizate este importantă în economia CHP, deoarece din punct de vedere tehnic este mult mai uşor de „mutat” pe piaţă surplusul de energie electrică decât cea termică. Oricum, la ora actuală încă există bariere în ce priveşte distribuirea pe piaţă a surplusului de electricitate produs de o CHP. 6.5.2. Principiul de funcţionare

Alegerea soluţiei de bază

În paragrafele următoare sunt prezentate principalele componente ale CHP, eficienţa, dimensiunile şi progresele tehnologice relevante înregistrate în domeniu. O CHP conţine patru elemente principale:

• O maşină termică • Un generator electric • Un sistem de recuperare a căldurii • Un sistem de control


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

Maşina termică antrenează generatorul electric în timp ce căldura utilă este recuperată. Componentele de bază ale CHP sunt mature din punct de vedere tehnologic, cu performanţe dovedită şi fiabilitate ridicată. Funcţie de necesităţile amplasamentului motorul termic poate fi o turbină cu abur, cu gaze, sau un motor cu pistoane. În viitorul apropiat, opţiunile tehnologice vor include: micro-turbine, sisteme ORC şi pilele de combustie.

Centralele pentru aplicaţii industriale sunt cuprinse în gama de 1 - 50 MWe, uneori fiind

putând depăşi aceste limite. Este greu de definit ce înseamnă „mare” şi ce înseamnă „mic”, pentru că fiecare ţară are mărimi diferite şi aprecieri diferite în această privinţă. În general se pot considera de mărime medie CHP cu valori între 1 şi 10 MWe, iar peste această valoare sunt considerate mari.

Aplicaţiile de tip neindustrial sunt situate într-o plajă de la 1 kWe pentru domeniul casnic

până la 10 MWe pentru CHP destinate să alimenteze cu căldură zone mai mari. Tot ce este sub 1 MWe se consideră la scară redusă. „Mini” este sub 500 kWe iar „micro” sub 20 kWe. Pentru aplicaţiile CHP la scară redusă echipamentul este disponibil în unităţi pre-asamblate (de dimensiuni standard), element care simplifica operaţiile de instalare. Pentru aplicaţii CHP mari nu există astfel de elemente standardizate, iar echiparea este efectuată în funcţie de caracteristicile amplasamentului, astfel încât să fie maximizată rentabilitatea proiectului.

Unităţile CHP sunt clasificate în funcţie de tipul motorului termic, generatorului electric

şi combustibilul utilizat. Alegerea motorului termic pentru o CHP depinde de mulţi factori incluzând cererea de energie electrică, ciclul de funcţionare, restricţiile impuse de spaţiul de amplasare, cerinţa de energie termică, restricţiile de mediu privind emisiile, disponibilitatea combustibilului, preţul utilităţilor şi aspectele privind interconexiunea cu sistemul electroenergetic. Modurile de generare CHP pot fi clasificate în funcţie de maşina principală de antrenare (vezi tabelul 6.13).

Tabel 6.13: Clasificarea CHP în funcţie de motorul termic Motoare termice

Combustie externă Combustie internă

Turbine Motoare Aprindere cu scânteie

Aprindere prin compresie

Turbină cu abur Motor cu abur Motor pe benzină Motor diesel

Turbină cu gaze Motor cu abur cu pistoane Motor pe gaz

Ciclu combinat Ciclu combinat Sistem ORC

Toate tehnologiile CHP sunt mature din punct de vedere comercial în vederea dezvoltării

unor aplicaţii de producere de căldură şi energie electrică. Totuşi, există o serie de bariere care au limitat proliferarea unora dintre aceste tehnologii: problemele legate de interconectarea cu sistemul electroenergetic, restricţiile de mediu şi costurile tehnologiei. Multe dintre aceste tehnologii sunt în curs de perfecţionare având drept scop reducea costurilor, a emisiilor poluante şi creşterea eficienţei.


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

Cogenerare cu turbină cu abur Turbinele cu abur sunt cele mai utilizate în cogenerare, în special în industrie şi pentru

încălzire zonală. Tehnologia este folosită cu succes în aplicaţii în care există cerere atât de electricitate, cât şi de cantităţi mari de abur de joasă sau înaltă presiune. Unii fabricanţi de turbine sunt pe piaţă de mai bine de 100 de ani, producând o gamă largă de turbine de la câţiva kW la câteva sute de MW. În orice caz, turbinele sub 2 MW nu sunt rentabile economic, exceptând cazurile când costul combustibilului este redus.

CHP cu turbină se bazează pe utilizarea aburului. Aburul acţionează asupra palelor

turbinei antrenând-o, iar energia rămasă în abur este extrasă şi utilizată. Tipul de combustibil ce poate fi utilizat într-o CHP dotată cu turbină cu abur poate fi solid, lichid sau gazos, funcţie de tipul cazanului de abur. Cele două tipuri principale de turbină utilizate sunt cu contrapresiune şi cu condensaţie şi prize reglabile, o tehnologie relativ nouă fiind turbina Tesla.

Turbina cu abur cu contrapresiune Un sistem de cogenerare care foloseşte turbina cu abur cu contrapresiune constă dintr-un

cazan de abur, turbina, un schimbător de căldură şi o pompă (figura 6.53). Aburul care intră la presiune mare în turbină se destinde până la un nivel de presiune scăzut, energia termică a aburului este transformată în energie cinetică prin ajutaje şi apoi în energie mecanică prin paletele ce se rotesc. Energia termică a aburului ce iese din turbină este apoi transferată unui alt fluid (apă sau aer) într-un schimbător de căldură, furnizând căldura cerută de diverse procese. Spre exemplu, aerul încălzit într-un astfel de schimbător de căldură poate fi utilizat pentru uscarea unor produse în industria alimentară.

abur

Figura 6.53: Cogenerarea cu turbină cu abur cu contrapresiune Funcţie de nivelul de presiune sau temperatură la care este cerut aburul, turbinele cu

contrapresiune au diferite configuraţii, cele mai utilizate sunt cu contrapresiune simplă, contrapresiune şi o priză reglabilă, contrapresiune şi două prize reglabile. În ultimele două cazuri, o parte din abur este extras după ce s-a destins în turbină până la un anumit nivel de presiune. Aceste prize reglabile servesc unor cerinţe de abur la o presiune mai mare decât cea pe care o furnizează în mod normal turbina la evacuare.

Eficienţa totală a sistemului CHP cu contrapresiune este cea mai mare. În situaţiile în care aburul evacuat la contrapresiune este utilizat 100%, singurele pierderi sunt în lagărele turbinei


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

(pierderi mecanice), în generatorul electric (pierderi electrice) şi în cazanul de abur. Cu un cazan de abur eficient, randamentul global al sistemului poate atinge 90%.

Turbina de abur cu condensaţie şi priză reglabilă Aceste turbine au un raport electricitate/căldură mai mare în comparaţie cu cele cu

contrapresiune. O reprezentare a acestui tip de cogenerare este dată în figura 6.54.

Aburul din cazan intră în turbină la presiune şi temperatură ridicată. În turbină se destinde şi antrenează rotorul acesteia, care la rândul lui antrenează generatorul electric. O parte din aburul din turbină este extras la priză. Schimbătorul de căldură foloseşte căldura din aburul extras pentru a încălzi un agent termic care este utilizat pentru încălzire. Aburul evacuat din turbină intră într-un condensator unde este adus în stare lichidă. Datorită temperaturii prea scăzute, căldura cedată de abur în condensator nu poate fi în mod normal utilizată, ea reprezentând o pierdere.

Această soluţie de cogenerare necesită o serie de echipamente suplimentare, precum

condensatorul şi turnul de răcire. Totuşi, ea permite o corelare mult mai bună între producţiile de electricitate şi căldură. Acest lucru este deosebit de important în cazul în care cererea de electricitate este mai mare decât cea de căldură, prezentând în acelaşi timp fluctuaţii importante. Eficienţa acestui tip de cogenerare este mai mică decât în cazul în care se foloseşte o turbină cu contrapresiune (datorită căldurii cedate în condensator care nu poate fi utilizată).

abur

Figura 6.54. Cogenerare cu turbină cu abur cu condensaţie şi priză reglabilă

Turbina Tesla

Principiul de funcţionare şi construcţia turbinei Tesla sunt diferite fată de cazul turbinei convenţionale care foloseşte energia cinetică a aburului. Turbina are discuri şi agentul de lucru este aplicat pe disc în direcţie tangenţială. Acest tip de turbină foloseşte efectele de tip „strat limită” şi „Coandă”. Agentul de lucru pentru turbina Tesla poate fi abur sau gaze la temperatură mare şi presiuni de maxim 16 - 20 bari.


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

Sistemul de cogenerare este diferit faţă de cel uzual. Poate fi instalat pe un sistem cu abur

sau gaze existent, în condiţiile unui consum dat de căldură. Scopul turbinei îl reprezintă reducerea presiunii aburului şi producerea de electricitate. Până acum au fost construite numai unităţi demonstrative. Utilizarea în aplicaţii individuale nu este economică datorită eficienţei scăzute, dar pot fi soluţii practice pentru reglarea presiunii in sistemele cu abur. Puterea unitară se situează în intervalul 20 - 150 kWe.

Cogenerarea cu turbină cu gaze

Turbina cu gaze este utilizată pentru a produce în mod simultan energie electrică şi căldură dintr-o singură sursă de combustibil. Gazele de ardere dezvoltă putere mecanică în turbină apoi căldura rămasă poate fi utilizată. Turbinele, de la câţiva kW la sute de MW, produc energie electrică, în timp ce furnizează şi căldură utilă la ieşirea din turbină. O turbină cu gaze are trei componente principale: compresorul, camera de ardere şi turbina propriu-zis (figura 6.55).

Aerul aspirat este comprimat în compresor, apoi intră în camera de ardere unde se

amestecă cu combustibilul. Gazele de ardere antrenează palele turbinei şi produc lucru mecanic. Turbina cu gaze antrenează generatorul electric cu care este cuplată direct (cuplaj mecanic) sau printr-o „cutie de viteze” şi se produce electricitate. Schimbătorul de căldură foloseşte căldura din gazele de ardere (după evacuarea din turbină) pentru a produce abur de medie sau joasă presiune (8 - 18 bari) destinat pentru procese sau încălzirea spaţiului, sau pentru a produce abur de înaltă presiune destinat alimentării unei turbine cu abur. Gazele de ardere se pot utiliza direct in procese de ardere sau uscare.

gaze

Figura 6.55. Cogenerarea cu turbină cu gaze

De obicei turbina cu gaze funcţionează cu combustibili lichizi sau gazoşi. Comutarea între cele 2 tipuri de combustibil se face uşor şi de cele mai multe ori necesită doar schimbarea arzătorului. Combustibilii posibili sunt gaz natural, biogaz, propan etc. Puterea calorifică este diferită şi afectează performanţa turbinei. Turbinele cu gaze sunt împărţite în 2 mari grupuri, funcţie de mărime: turbine cu gaze pentru centralele electrice şi micro-turbine cu gaze.

Turbinele cu gaze pentru centralele electrice sunt disponibile la valori cuprinse între 250

kW şi sute de MW. La rândul lor pot fi în continuare clasificate în aero-derivative şi industriale: • Turbinele aero-derivative sunt variante modificate ale motoarelor de avion. Principalele

caracteristici sunt greutatea scăzută, consumul redus de combustibil, randament ridicat.


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

Avantajele lor sunt eficienţă ridicată şi concepţia compactă care permite acces uşor pentru întreţinere. Necesită o investiţie relativ ridicată, combustibil de calitate superioară, iar după o lungă perioadă de funcţionare slăbesc performanţele.

• Turbinele cu gaze industriale au aplicaţii staţionare, cu funcţionare continuă. Acestea au în general o eficienţă mai scăzută decât cele aero-derivative, dar de obicei îşi păstrează performanţele şi după o lungă perioadă de funcţionare. Întreţinerea se poate face uşor la locul de amplasare, având şi costurile investiţionale mai scăzute comparativ cu celelalte. În plus, pot folosi combustibil de calitate inferioară.

Principiul de funcţionare al micro - turbinei este similar cu cel al turbinei cu gaze, cu

excepţia faptului că în structură este inclus şi un recuperator de căldură. Acesta peîncălzeşte aerul pe seama căldurii evacuate din turbină. Similar, aerul este aspirat, comprimat şi amestecat cu combustibilul. Gazele de ardere produse antrenează turbina şi aceasta la rândul ei generatorul electric. Aceste micro turbine sunt disponibile între 25 şi 250 kWe. În plus, se pot conecta mai multe unităţi pentru a produce mai multă energie electrică şi pentru a avea o disponibilitate sporită.

Mulţi producători concep un singur arbore pe care se montează compresorul, turbina şi

generatorul electric, susţinut pe lagăre cu perne de aer, fără lubrifianţi. Aceste turbine funcţionează la turaţii de până la 120 000 rpm. Sistemul cu două linii de arbori prevede o turbină de putere destinată unor antrenări mecanice. În această variantă turaţia poate ajunge până la 40 000 rpm.

Prin concepţia compactă şi greutatea redusă, micro - turbinele reprezintă o opţiune

atractivă pentru multe aplicaţii mici de tip comercial sau industrial. Micro-turbinele au apărut relativ recent în industria de cogenerare şi unele din caracteristici sunt estimate doar pe baza proiectelor demonstrative şi a testelor de laborator. Micro - turbinele sunt proiectate să atingă o eficienţă electrică de circa 30% şi emisii NOx mai mici de 10 ppm.

Cogenerarea cu ciclu combinat

Ciclu combinat de cogenerare se referă la combinarea de diferite tipuri de CHP. Se pot

realiza diverse scheme funcţie de oportunităţile tehnice, dar cea mai utilizată este turbină cu gaze – turbină cu abur (de asemenea se pot realiza combinaţii cu motoare diesel). Combinaţia turbină cu gaze – turbină cu abur este dată în figura 6.56.


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

abur

Figura 6.56. Cogenerarea cu ciclu combinat

Aerul comprimat de compresor este introdus în camera de ardere unde se amestecă cu combustibilul şi arde. Gazele acţionează asupra palelor turbinei şi produc lucru mecanic. Turbina roteşte generatorul cu care este cuplată direct sau prin angrenaje, producând energie electrică. Gazele evacuate intră intr-un generator de abur cu recuperator de căldură (HRSG), unde este produs aburul.

Uneori energia termică a gazelor evacuate nu este suficientă şi se adaugă o mică cantitate

de combustibil care arde cu excesul de oxigen din gaze de ardere. Aburul din HRSG intră în turbina de abur la presiune şi temperatură mare. În turbină (cu contrapresiune sau cu prize), aburul se destinde şi acţionează asupra palelor producând lucru mecanic. Acest nivel se numeşte „tren de putere”. Schimbătorul de căldură extrage surplusul de căldură din aburul evacuat. De cele mai multe ori doar această căldură poate fi recuperată, nu şi cea din gazele de ardere evacuate.

Turbina cu gaze, cea cu abur şi generatorul pot fi amplasate pe acelaşi arbore (turbina cu

abur se realizează cu cuplaj demontabil pentru o pornire uşoară) sau pe arbori separaţi cu generatoare separate. Ciclul combinat are mărimea de la câţiva (2-3) MW la câteva sute de MW. Combustibilii sunt similari cu cei folosiţi la turbina cu gaz. Arderea suplimentară în HRSG se poate face cu alt tip de combustibil (exemplu solid, lichid sau gaz).

Cogenerarea cu motoare cu combustie internă (ICE)

Motoarele cu ardere internă (IC) sunt cele mai utilizate în unităţile CHP de putere mică şi medie. Valorile limită inferioare şi superioare ale motoarelor sunt de obicei funcţie de combustibilul utilizat. Un avantaj major al acestora este eficienţa electrică mare comparativ cu alte motoare. Pe de altă parte este mult mai dificil de recuperat căldura care este dispersată în gazele de ardere şi în sistemul de răcire al motorului.

Combustibilul este ars în motor şi produce lucru mecanic. Motorul antrenează un

generator prin arborele cotit. Există două modalităţi de recuperare a căldurii din gazele de ardere evacuate şi din apa din sistemul de răcire (la temperatură scăzută) figura 6.57. După principiul de funcţionare motoarele pot fi cu scânteie (Otto) sau cu compresie (diesel).


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

Figura 6.57. Cogenerare cu motoare cu combustie internă

Astăzi producătorii oferă mărimi diferite, foarte eficient echipate, utilizate în aplicaţii de

la mici la medii. Aceste motoare modulare, silenţioase, curate sunt folosite nu numai la de vârf de sarcină sau ca sursă de rezervă, dar şi pentru a funcţiona în zona de bază la furnizarea de energie electrică pentru diverse facilităţi pe care le au. Motoarele IC pot prezenta următoarele facilităţi:

• Costuri de pornire şi operare scăzute • Producerea de energie în mod fiabil la faţa locului • Întreţinere uşoară • Infrastructură de service mare

Motoarele cu ardere internă cu compresie (Diesel) În cazul motoarelor cu compresie, combustibilul este injectat în cilindrii motorului diesel

unde este amestecat cu aerul şi este autoaprins datorită creşterii temperaturii în momenul comprimării amestecului. Motoarele diesel se împart în două categorii: doi timpi şi patru timpi. Cel în doi timpi este cunoscut ca un motor lent şi este caracterizat prin faptul că autoaprinderea se produce o singură dată la o rotaţie completă a arborelui cotit, iar turaţia de lucru este de circa 200 rpm oferind puteri între 1-50 MW la o eficienţă electrică ridicată de 45-53%.

La motorul în patru timpi autoaprinderea se realizează pe parcursul fiecărei rotaţii, acest tip de motoare se împarte în alte două categorii:

• Motor de viteză medie, cu turaţie între 400 şi 1000 rpm, putere de 0,5-20 MW şi eficienţă electrică 35-48%

• Motor de mare viteză, cu turaţie de 1000-2000 rpm, putere de la câţiva kW la aproape 2 MW şi eficienţă electrică de 35-40%. Motoarele diesel pot funcţiona cu o varietate de combustibili precum motorina, păcură,

GPL, gaz natural etc. Motoarele diesel convertite pe gaz sunt cunoscute ca motoare cu dublu combustibil. În funcţionarea lor principalul combustibil este gazul, care este aprins cu mici cantităţi de combustibil, de obicei motorină. Acesta se foloseşte pentru a mări siguranţa când


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

gazul din cilindru va arde. Motoarele diesel convertite pe gaz se împart la rândul lor în motoare dublu combustibil de presiune scăzută şi de presiune înaltă.

Motoarele cu ardere internă cu aprindere cu scânteie (Otto) Caracteristica motoarelor Otto este aceea că amestecul (aer şi combustibil) este aprins de

o scânteie electrică dată de o bujie. Motorul Otto folosit în generarea de electricitate poate fi unul pe benzină sau unul diesel convertit pentru a realiza aprinderea prin scânteie. Motoarele pe benzină au puteri cuprinse între 20 kW şi 1,5 MW. Cele convertite, funcţionând pe gaz natural au puteri între 5 kW şi 4 MW.

Motoarele Otto funcţionează la o rotaţie între 750 şi 3000 rpm, cu o eficienţă electrică

între 25-35%. Acest tip de motor evacuează mai puţină căldură în gazele de ardere şi respectiv o cantitate mai mare în sistemul de răcire, comparativ cu cele diesel. Se pretează pentru instalaţii mici şi simple de cogenerare, cu un sistem de recuperare în cascadă a căldurii din apa de răcire şi din gaze, împreună cu un cazan (cu ardere de deşeuri) care să furnizeze apa la temperatură medie şi scăzută pentru cerinţele zonei.

Cogenerare cu motoare cu combustie externă Motoarele cu combustie externă sunt cele cu abur şi cele cu abur şi piston (stirling).

Oricum nici unul dintre acestea nu mai sunt astăzi folosite pe scară industrială largă.

Motoare cu abur Motoda de cogenerare folosind un motor cu abur este similară celei cu turbină cu abur.

Aburul produs dezvoltă lucru mecanic iar apoi căldura rămasă este utilizată. Motoarele cu abur disponibile azi sunt cu puteri între 30 kW şi 500 kW. Puteri mai mari se obţin conectând mai multe astfel de unităţi.

Aburul produs, la temperatură şi presiune mare curge din cazan către motorul cu abur şi

deplasează pistoanele. Motorul este conectat cu un generator ce produce energie electrică. Căldura rămasă în aburul evacuat este extrasă printr-un schimbător de căldură. Se poate folosi orice tip de combustibil (solid, lichid sau gaz), funcţie doar de cerinţele cazanului.

Motoare cu abur cu pistoane (motoare Stirling) În acest tip de motoare căldura este dată de o sursă externă, cum ar fi arderea unei

cantităţi de gaz, acest lucru determinând fluidul de lucru, care este de obicei aer, heliu sau hidrogen, să se dilate, determinând mişcarea unuia din cele două pistoane în interiorul unui cilindru, cunoscut drept piston de lucru sau presurizat. Apoi fluidul circulă printr-un schimbător de căldură, scăzându-i temperatura, respectiv presiunea. Fluidul rece este presurizat de către pistonul „presurizator” în următorul „timp”. Se produce o rotaţie la arborele maşinii.

Mediul (gazul) curge periodic între cele două surse (caldă şi rece) fără să părăsească

maşina. Motorul antrenează un generator ce produce electricitate. Căldura extrasă prin răcirea gazului se poate utiliza. Acest tip de motor are mai puţine elemente în mişcare decât unul convenţional, nu are supape, injectoare de combustibil, bujii. Este mai silenţios şi prezintă un


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

avantaj prin funcţionarea continuă (nu în pulsuri cum are loc arderea la cel clasic). Necesită mai puţină întreţinere şi are emisii reduse de NOx şi particule nearse.

Acest motor funcţionează datorită diferenţelor de temperatură la care este supus agentul

(gazul) din interior. Denumirea de motor cu ardere externă poate fi falsă pentru că sursa caldă poate fi oricare, nu neapărat o combustie. În plus ciclul combinat (spre exemplu cu o turbină cu gaz) este o soluţie practică. Eficienţa acestei maşini poate fi mai mare decât în cazul unei maşini cu ardere internă sau al unei turbine cu gaz.

Arderea externă dă posibilitatea controlării puterii electrice prin ajustarea temperaturii

sursei calde. Deci se poate regla puterea electrică fără a ţine cont de cererea de energie termică. Configuraţia acestor motoare este de obicei împărţită în trei grupuri, cunoscute ca Alpha,

Beta şi Gamma (figura 6.58). Versiunea Alpha are două pistoane în cilindri separaţi, primul reprezintă sursa caldă iar

celălalt sursa rece (figura 6.58a). Pistoanele sunt conectate în serie cu un încălzitor, regenerator şi răcitor. Performanţa specifică a acestui tip de motor este relativ mare dar pot apărea probleme de etanşare pentru că primul piston funcţionează mereu la temperaturi ridicate.

Versiunea Beta are un singur cilindru şi două pistoane (figura 6.58b). Primul piston este cel „activ”, cel de al doilea doar elimină gazul din zona caldă (nu are etanşări). Când ajunge în zona rece volantul (o roată de anumită greutate, menită să uniformizeze mişcarea de rotaţie la arborele cotit) îl menţine în mişcare. Pistonul împinge iar gazul rece în zona caldă.

Versiunea Gamma este similară cu Beta dar cele două pistoane sunt în doi cilindri diferiţi, cu acelaşi arbore cotit (figura 6.58c). Gazul curge periodic între cei doi cilindri. Această versiune are o rată de compresie mai scăzută, dar structura sa este simplă. Este utilizat de obicei cu blocuri (mai mulţi cilindri).

(a) Alpha (b) Beta (c) Gamma Figura 6.58. Configuraţia principalelor motoare cu abur cu piston

Configuraţia Alpha a fost dezvoltată pentru aplicaţii pe automobile. Avantajul principal îl

reprezintă simplitatea de realizare în versiune multi-cilindru, furnizând o putere specifică foarte mare. Acest tip de configuraţie este cea clasică. Varianta Gamma tinde să aibă ceva mai mult volum „mort” (inutil) decât celelalte două versiuni, acest lucru ducând la o scădere a puterii specifice. În plus este utilizat acolo unde avantajul de a avea cilindri separaţi e mai important ca pierderea de putere.


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

Ambele versiuni Beta şi Gamma folosesc piston - dizlocuitor, versiunea Beta are dizlocuitorul şi pistonul în acelaşi cilindru, în timp ce Gamma foloseşte cilindri separaţi. Utilizarea economică a acestor motoare este pentru puteri de 1-500 kW, cu utilizare uzuală sub 35 kW. Tehnologia nu este complet dezvoltată încă dar există interes pentru acest tip de motoare datorită avantajelor menţionate anterior.

Motoarele „şurub” / elicoidale (Screw) Aceste motoare derivă din compresoarele de acelaşi tip. Sunt compacte, au durată de

funcţionare mare şi costuri de întreţinere scăzute. Sunt sensibile la fluctuaţiile calităţii aburului şi pot funcţiona cu abur supraîncălzit, saturat, umed şi apă fierbinte sub presiune. Nu este disponibil la scară industrială. Până acum au fost dezvoltate una pilot şi una demonstrativă în Austria.

Este o maşină rotativă. Similar cu motorul cu pistoane, are camere de lucru închise.

Volumul camerei de lucru variază ciclic, ceea ce duce la o scădere a energiei fluidului în cameră. În timpul rotirii volumul camerei creşte. Admisia încetează când feţele rotorului trec de muchiile de ghidaj şi camera este separată de fanta de aspiraţie. La acest moment începe destinderea aburului şi se produce lucru mecanic la arbore.

În timpul destinderii volumul camerei continuă să crească, în pofida scăderii conţinutului

energetic al fluidului. Acest proces continuă până când începe procesul de evacuare. Aburul părăseşte maşina prin fanta de evacuare. Rotorul antrenează un generator care produce energie electrică. Acest tip de motor se foloseşte pentru CHP cu valori ale puterii de 200-2500 kW, iar parametrii aburului pot varia. Combustibilul folosit poate fi de orice tip, funcţie de cerinţele cazanului de abur.

Tipuri de centrale de cogenerare speciale Vor fi descrise în continuare o serie de modalităţi de cogenerare ce nu au fost menţionate

până acum. Se vor prezenta câteva soluţii fără a intra în detalii. Aceste sisteme sunt diferite de cele „normale”, reprezentând tehnologii speciale.

Sisteme ORC Diferenţa între sistemul ORC (ciclu Rankine organic) şi sistemul clasic cu abur este că

agentul de lucru nu este apă/abur, ci unul organic (silicon, ulei), cu temperatură de fierbere scăzută. Extragerea căldurii este similară cu metoda utilizată la turbina cu contrapresiune. Combustibilul este ars în cazanul termic de ulei, unde se obţine o temperatură ridicată a uleiului (aproximativ 300˚C). Uleiul termic încălzeşte agentul de lucru (silicon ulei) prin intermediul vaporizatorului din cadrul ciclului ORC. Agentul termic încălzit roteşte turbina care este cuplată cu un generator electric (figura 6.59).


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

Vaporizator

gaze de ardere

Figura 6.59. Cogenerarea cu sisteme

La eşapare, agentul termic intră în regenerator şi apoi în condensator, ajungând iar în stare lichidă. Căldura cedată la condensator poate fi utilizată pentru încălzire. Eficienţa poate fi mărită prin utilizarea unui economizor care preia căldura din gazele de ardere, ce poate fi utilizată în cadrul ciclului la preîncălzirea aerului, combustibilului, sau a mediului organic. Se poate folosi orice tip de combustibil funcţie de cerinţele cazanului. Sistemele ORC sunt rentabile în plaja de puteri între 400 – 1500 kWe.

Pilele de combustie Pilele de combustie produc electricitate prin reacţii electro-chimice direct din

combustibil. Toate pilele de combustie se bazează pe oxidarea H2 care este folosit drept combustibil ce derivă dintr-o varietate de surse inclusiv gaz natural, propan, cărbune şi resurse regenerabile precum biomasa, sau prin electroliză cu energia vântului sau cea solară. Combustibilul şi oxidantul (aerul) alimentează continuu pila. O singură celulă furnizează tipic până la 1V. Pentru a obţine nivele de tensiune mai mari se conectează în serie un număr adecvat de astfel de pile. Pila produce de asemenea şi căldură care poate fi utilizată (figura 6.60).

Se produc diferite tipuri de astfel de celule. Acestea au caracteristici diferite privind:

temperatura de lucru, căldura disponibilă, toleranţa la variaţii termice, toleranţa la impuritatea combustibilului etc. Eficienţa electrică ajunge la 40-70%, funcţie de tipul de celulă. Chiar dacă combustibilul folosit este gazul natural, emisiile sunt neglijabile: 0.045 ppm NOx, 2 ppm CO, 4 ppm HC.


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

Figura 6.60. Schema pilei de combustie

În plus pilele de combustie oferă o combinaţie de performanţă şi avantaje de mediu la

locul de cogenerare precum: • Eficienţa nu este compromisă de dimensiunea redusă şi funcţionează bine şi la sarcină

scăzută • Au mai puţine părţi mobile • Fiabilitate mare în exploatare, costuri scăzute de întreţinere • Flexibilitatea amplasării permite utilizarea căldurii dublând eficienţa energetică

6.5.3. Aspecte tehnice cu impact asupra fluxurilor financiare Alegerea celei mai bune variante din punct de vedere tehnologic

Unul dintre cei mai importanţi parametri tehnici ce determina alegerea unui anumit tip de sistem CHP este rata de conversie a caldurii în energie. Această rată determinată pentru o anumită instalaţie ar trebui să corespundă cu parametrii instalaţiei CHP. Ea se defineşte ca fiind rata de energie termică transformată în energie electrică, care este necesară unei instalaţii. Poate fi exprimata în Btu/kWh, kcal/kWh, lb/hr/kW, etc., la care numitorul este exprimat în multipli şi submultipli ai W, fiind adimensional.

Rata de caldură-putere poate varia pe timpul zilei, sezonului sau anului. Preluând energie

din reţea micşorând cantitatea de căldură produsă şi folosind boiler-ele care sunt în rezerva, se poate acoperii cererea suplimentara de caldură. Multe alte unitaţi CHP folosesc arderea suplimentară sau rapidă a gazelor evacuate, pentru a modifica rata caldură-putere. În unele cazuri se poate folosi rata putere-caldură.

Cele mai mari beneficii se obţin prin maximizarea ratei α pentru o anumita instalaţie de

cogenerare. Oricum, rata de transformare a căldurii în putere poate fi un criteriu de alegere a tehnologiei CHP, deoarece aceasta poate fi schimbată fie cu ajutorul unui echipament adiţional


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

(ex. ardere suplimentară, recupararea căldurii), sau prin aprovizionarea parţială cu electricitate sau căldură.

Turbina cu abur are o rată bună ca urmare a eficienţei electrice relativ scăzute (15-20%).

În cazul turbinei cu contrapresiune, unde puterea electrică generată este proporţională cu cantitatea de abur evacuat, valoarea ratei căldură-energie rămâne aproximativ constanta, indiferent de schimbarile de încărcare.

Pe de altă parte, principalul avantaj al turbinei de condensaţie este posibilitatea de

modificare independentă a electricităţii şi căldurii, în anumite limite şi deci, de a modifica această rată. În cazul turbinei cu gaze, o creştere semnificativă a energiei electrice se poate obţine prin preîncălzirea aerului regenerativ, ceea ce determină scăderea ratei.

Principalii indicatori pentru alegerea schemei de CHP adecvate (raportulta căldură-

energie electrică, eficienţa electrică şi totală etc) sunt concluzionate în tabelul 6.14. În cele mai multe cazuri alegerea maşinii principale va fi dictată de cerinţele zonei. Aceasta va dicta în schimb alte aspecte ale centralei.

Consideraţiile includ disponibilitatea pe termen lung şi costul combustibilului, costul

electricităţii, inclusiv costul cu prevederea unei surse de rezervă precum şi creditul câştigat pentru energia exportată. În plus service-ul şi suportul tehnic asigurate de furnizorii de echipamente, precum şi fiabilitatea dovedită a unor echipamente, pot avea o influenţă în procesul de selecţie.

Tabel 6.14. Caracteristicile tehnologiei CHP Eficienţa electrică

(%) Sistem Puterea electrică (MW)

Disponibilitate anuală medie

(%) Sarcina 100%

Sarcina 50%

Eficienţa totală (%)

Raport căldură-

electrictate

Turbina cu abur 0.5 – 100* 90 - 95 14 - 35 12 - 28 60 - 85 2 - 10 Turbina cu gaze în ciclu deschis

0.1 - 100 90 - 95 25 - 40 18 - 30 60 - 80 1.25 - 2

Turbina cu gaze în ciclu închis

0.5 - 100 90 - 95 30 - 35 30 - 35 60 - 80 1.25 - 2

Ciclu combinat Joule - Rankine

4 – 100* 77 - 85 35 - 45 25 - 35 70 - 88 1.67 - 5

Motoare Diesel 0.07 - 50 80 - 90 35 - 45 32 - 40 60 - 85 0.42-1.25 Motoare cu piston ICE

0.015 - 2 80 - 85 27 - 40 25 - 35 60 - 80 1.43 - 2

Pile de combustie

0.04 - 50 90 - 92 37 - 45 37 - 45 85 - 90 1 – 1.25

Motoare cu abur cu pistoane

0.003 – 1.5

85 - 90 35 - 50 34 - 49 60 - 80 0.59-0.83

*Valoarea de 100 MW este o limită superioară uzuală pentru aplicaţii industriale. Sistemele de acest gen pot avea şi capacităţi mai mari.


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

Alegerea combustibilului

Combustibilii optimi pentru CHP sunt cei fosili, dar se mai pot folosi şi deşeuri menajere,

gaz industrial, biomasă. În timp biomasa şi gazele obţinute din aceasta vor lua locul gazului natural, în vreme ce tehnologia avansează şi devine mai ieftină iar grija pentru mediu creşte. Instalaţiile pot fi proiectate să admită mai multe tipuri de combustibil (exemplu gaz-păcură, gazul fiind cumpărat la tarif redus şi este înlocuit cu păcura la vârf de cere).

Factorii cheie pentru alegerea combustibilului sunt posibilile subvenţii oferite pentru

utilizarea lor şi calitatea combustibililor. Unele ţări oferă subvenţii pentru utilizarea combustibililor de calitate foarte bună (gaz natural, biomasă, biogaz). Combustibilii de calitate scăzută sunt uneori ieftini dar conduc la costuri suplimentare semnificative pentru depozitare şi ardere şi pentru a întruni condiţiile de mediu. Combustibilii de calitate bună sunt mai scumpi dar necesită costuri scăzute sau chiar deloc pe perioada exploatării. Combustibilii pot fi solizi, lichizi sau gazoşi şi chiar deşeuri de diverse provenienţe.

Combustibilii comerciali sunt combustibili fosili care sunt extraşi şi trataţi sau rafinaţi şi

vânduţi pe plan internaţional. Cei mai importanţi dintre aceştia sunt: • Cărbunele: a fost utilizat îndelung în schemele CHP (în special în regiunile din estul

Europei şi Danemarca) dar, din cauza dimensiunilor şi a necesităţii depozitării el nu poate fi folosit pentru aplicaţiile industriale mici, deoarece produce mai multa căldură decât este necesară, chiar dacă centrala este amplasată lângă un mare centru urban. Arderea cărbunelui încă se mai practică în ţările în care cărbunele este mult şi ieftin. Marea majoritate a centralelor sunt vechi dar unele ţări dezvoltă tehnologii noi de ardere

• Produse petroliere grele şi foarte grele • Combustibil diesel • Gaz natural: folosirea lui s-a diversificat din 1980 deorece este ieftin, flexibil şi degaja

puţin CO2. • LPG, petrol, etc.

Combustibilii din deşeuri sunt produse auxiliare. Cei mai utilizaţi sunt:

• Solizi: există numeroase surse: deşeuri de lemn din fabrici, biomasa din padure, deşeurile menajere colectate;

• Lichizi: se poate folosi lichidul rezultat din prelucrarea lemnului; • Gazoşi: biogazul, care este un metan impur degajat în timpul putrezirii materiei organice.

Biogazul sintetic poate fi produs din diferite surse de deşeuri solide şi lichide, dar se pot folosi şi gazele produse industrial (din industriile metalurgică, chimică şi petrochimică).

Este bine de specificat că aceşti combustibili alternativi nu sunt comercializaţi pe piaţă,

deci sunt disponibili doar în anumite zone. Avantajul acestor combustibili este faptul că nu au costuri iniţiale. Dezavantajele ar putea fi dificultatea depozitării şi manevrarea, tratarea şi echipamentul de combustie necesare.

Posibilităţile de recuperare a căldurii Principalul scop al sistemului CHP este generarea de electricitate. Căldura recuperată

poate fi folosită pentru încălzire sau răcire, de aceea, recuparatorul este un echipament important


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

al instalaţiei. Cel mai simplu recuperator este un schimbător de căldură în care intră gazele de ardere şi apa care se transformă în abur. Gazele răcite vor ajunge prin coş în atmosferă.

Gazele evacuate din turbina cu gaze au temperaturi mari dar nu se poate recupera toată

căldura deoarece: • Pentru a exista transfer de căldură, temperatura gazelor trebuie să fie mai mare decât

temperatura apei calde. Este necesară o diferenţă de minim 30 ºC. • Gazele trebuie răcite până la o temperatură care se asigure o ascensiune corespunzătoare

în atmosferă, asigurându-se astfel dispersia gazelor indiferent de condiţiile meteo. • Gazele nu trebuie răcite până la temperatura de apariţie a acizilor. Acest risc este asociat

cu arderea combustibililor petrolieri care conţin compuşi ai sulfului ce generează acid sulfuric sub anumite temperaturi.

• Căldura latentă a vaporilor de apă din gaze poate fi atinsă prin scăderea temperaturii gazelor sub 100 ºC. La acest nivel vaporii se condensează şi cedează căldura latentă. Cazanele de acest tip sunt cele mai eficiente, dar există pericolul apariţiei coroziunii acide.

Dimensiunile recuperatorului sunt mai mari decât cele convenţionale. Acestea nu sunt

standardizate, fiind proiectate pentru fiecare instalaţie în parte. O metodă utilizată des pentru maximizarea recuperării de căldură într-un sistem de circuit

deschis este de a instala un economizor pe post de recuperator. Economizorul este utilizat cu boilerul de presiune mare instalat pentru ciclul aburului. Acesta poate fi instalat numai în sisteme ce folosesc gaz natural deoarece nu există sulfuri în combustibil, deci riscul coroziunii este mic.

Sistemul de trigenerare Trigenerarea (sau CHCP - Combined Heat, Cooling & Power production) poate fi

definită ca fiind transformarea unui singur combustibil în trei forme de energie: electricitate, abur sau apa caldă şi apa rece, având eficienţă mai mare decât sistemele prezentate mai sus şi o rată de poluare redusă (figura 6.61). Acestea sunt metode diferite de asociere a unui sistem convenţional CHP cu un sistem de compresie (ce foloseşte energia electrică pentru a răci) sau absorbţie (se folosesc instalaţii frigorifice cu absorbţie).

Figura 6.61: Prezentare schematica a trigenerării


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

Trigenerarea poate fi aplicată tuturor metodelor de cogenerare: • Răcire zonală: cuprinde metode ce respectă legile în vigoare cu privire la răcirea spaţiilor

clădirilor din zonele rezidenţiale, comerciale şi uneori zonele industriale. În cadrul acestor aplicaţii, consumatorii de frig sunt de preferat deoarece nu folosesc CFC şi pot fi utilizaţi alături de sistemele CHP pentru energie termică şi electrică. Cererea de căldură vara este mai mică decât iarna iar sistemul de răcire care necesită căldură în timpul verii, poate ajuta la echilibrarea cererii de energie cogenerată. Aceasta măreşte eficienţa sistemului şi măreşte beneficiile asupra mediului şi a altor domenii.

• Cererea de frig în industrie: multe industrii, în principal cea alimentară au nevoie de apă rece pe timpul verii. Apa râurilor are temperatura cuprinsă între 25 şi 30 ºC, faţă de necesarul de 10-15 ºC.

• Climatizarea clădirilor: este folosită în hoteluri, centre sportive şi de recreere şi locuinţe individuale. Sistemele CHP sunt de mici dimensiuni, bazate pe motoare (gaz sau diesel). Pentru a asigura o rentabilitate mare a electricităţii, trebuie să existe un consum simultan de căldură. O metodă de creştere a utilizării căldurii recuperate este de a produce frig pentru consumatori de acest tip. Aceasta permite sistemelor CHP să funcţionaze pe timpul lunilor de vară, când cererea redusă de căldură ar reduce oportunitatea sistemelor.

Creşterea numărului de sisteme CHP dotate cu sistem de răcire poate fi mai accelerată

decât a sistemelor simple. Întotdeauna trigenerarea a crescut preţul sistemului în mod considerabil. Oricum se aşteaptă o creştere a utilizării acestor aplicaţii în următorii ani.



Faza I: (unică). Volumul I: (unic). Ediţia: 0 Revizia: 0 Capitolul 7: „Identificarea şi propunerea unor proiecte de investiţii care

vizează utilizarea energiilor regenerabile”. Pag. 1 din 25/cap.

QF 044, ed. 0

7. IDENTIFICAREA ŞI PROPUNEREA UNOR PROIECTE DE INVESTIŢII CARE VIZEAZĂ UTILIZAREA ENERGIILOR REGENERABILE

7.1. Proiecte care vizează utilizarea energiei hidro

Puterea produsa de o microhidrocentrală este funcţie de căderea hidroenergetica, H, si debitul de apa turbinat, Q, si in general este măsurata in [kW]. Căderea hidroenergetica este definita ca diferenţa de presiune a apei intre doua secţiuni de cote diferite [m], iar in texte este deseori referita simplu drept cădere. Debitul reprezintă volumul de apa care trece printr-o secţiune transversala intr-o secunda [mc/s].

Energia electrica produsa reprezintă produsul dintre puterea produsa de o

microhidrocentrală si durata de funcţionare la puterea respectiva si este măsurata in [kWh]. Puterea hidraulică, adică disponibilul de putere al resursei de apa, Ph este transformată de

turbină în putere mecanică P, numită putere la arborele turbinei şi se calculează cu relaţia: tnth HQPP ηη ⋅⋅⋅=⋅= 81,9 [kW].

Generatorul electric transformă puterea mecanică P în putere electrică Pe, numită putere la borne:

gtngthg HQPPP ηηηηη ⋅⋅⋅⋅=⋅⋅=⋅= 81,9 [kW], unde si tη gη reprezintă randamentul turbinei si respectiv al generatorului, iar reprezintă căderea neta. Căderea neta reprezintă căderea efectiv utilizata de turbina si se determina ca fiind căderea bruta (diferenţa de cota dintre doua secţiuni) si pierderile de cădere datorate pierderilor de sarcina liniare si locale de traseul hidraulic. In calcule, in continuare, se considera ca prin cădere este referita direct aceasta valoare utila si nu sa face referire la pierderi. Randamentele turbinei şi ale generatorului nu sunt altceva decât nişte pierderi de putere generate de echipamentele turbinei şi ale generatorului şi sunt exprimate în procente.

Energia produsă de o centrală hidroelectrică este energia produsă la bornele

generatorului şi se calculează pentru un interval de timp T dat (24 ore pentru o zi, 8.760 ore pentru un an etc.) prin integrarea puterii electrice în raport cu timpul:

.

Valoarea debitului variază în timp, valoarea căderii nete variază în raport cu debitul

afluent şi cel uzinat în momentul t, iar valorile randamentelor variază în raport cu căderea netă. Pentru un calcul aproximativ al energiei produse de o centrală hidroelectrică se pot utiliza

valori medii ale parametrilor variabili. Astfel, relaţia de calcul este:

nH

∫∫ ⋅ηη⋅⋅⋅=⋅=T

gtn

TdtHtQdtPE

00)(81,9

TPTHQE gmtmnmm ⋅=⋅ηη⋅⋅⋅= 81,9 . Energia se măsoară in [kWh/an] daca T reprezintă numărul de ore dintr-un an, respectiv

[kWh/zi] daca T reprezintă numărul de ore dintr-o zi. Pierderile de energie sunt deci cauzate de:


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

- Pierderile de presiune (cădere) prin frecare in instalaţiile de transport si captare; - Pierderile de apa la captare si in circuitele hidraulice; - Pierderile prin randamentul turbinei, care nu este mai mare de 85% - 87%; - Pierderi prin randamentul generatorului care nu depăşeşte 95%.

Turbinele utilizate pentru amenajările „pe firul apei” trebuie sa aibă un randament cat

mai constant indiferent de valoarea debitului. Astfel, se recomanda: Turbina sistem Ossberger/Banki, care asigura un randament de cca 80% - 87% in

intervalele de debit 25% - 100% din debitul uzinat; Domeniul de folosire:

- Cădere: H = 3… 200 m - Debit: Q = 0,03… 13 m³/s - Putere: P = 5… 3.000 kW

Turbina de debit este de tip radial. Curentul de apa este dirijat de către aparatul director

astfel ca acesta intra prin coroana paletei in spaţiul din interiorul rotorului, continua mai departe trecând a doua oara prin coroana paleţilor înspre afara in carcasa turbinei. Din carcasa turbinei apa curge fie liber fie prin conducta de aspiraţie in bazinul cu apa de sub turbina. Se poate utiliza debitul de apa cu randament optim in domeniul de la debitul nominal pana la 1/6 din valoarea acestuia. În acest fel turbinele de debit folosesc cu eficienta maxima debitele variabile ale râurilor cu randamente ale turbinei peste 80%.

Diferenţa principala intre sistemele Cink-Banki si Ossberger consta in modul de reglaj al

debitului de apa care intra in turbina. La turbinele Cink-Banki a fost creat un segment de reglaj care închide si deschide camera de alimentare a turbinei.

Turbina Pelton Domeniul de folosire:

- Cădere: H = 100… 500 m - Debite: mici, cu variaţie mare;

Amplasamentele identificate ca posibile pentru microhidrocentrale sunt in bazinul râului

Topolog, afluent al râului Olt, in judeţul Argeş. Pentru prezentare si exemplificare s-au următoarele amplasamente:

- Pe râul Topolog, înainte de captarea existenta a aducţiunii secundare Topolog-Lac de acumulare Vidraru, pe o lungime de 1500 m, căderea asigurata este de 40 m;

- Pe pârâul Topologel, principalul afluent al Topologului, pe o lungime de râu de cca 500 m, care asigura o cădere de cca 60 m;

- Pe pârâul Ruda, afluent al Topologului, pe o lungime de cca 500 m si o cădere de cca 30 m. Pentru pârâul Topologel, conform informaţiilor culese, debitul modul nu poate depăşi

valoarea de 0,3 mc/s, iar pentru Pârâul Ruda se poate situa in jurul valorii de 0,2 mc/s. Topologul, la captarea aducţiunii secundare Topolog – Lac Vidraru, are o valoare de cca 2 mc/s. Astfel se poate spune despre un debit captat/uzinat de cca 0,1 – 0,15 mc/s pentru Topologel, de


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

0,07 – 0,1 mc/s pentru Ruda si de cca 1 mc/s pentru Topolog. Puterile disponibile ale microhidrocentralelor poate fi posibil sa se situeze intre valorile:

- MHC Topologel: 40 kW – 70 kW; - MHC Ruda: 10 kW – 20 kW.

Pentru râul Topolog, schema este mai scumpa deoarece costul aducţiunii este mai mare

datorita lungimii, iar puterea disponibila se poate situa intre valorile 150 kW – 300 kW. Amplasamentul Topologel poate fi fezabil, dar acest lucru nu se poate afirma decât in urma unor calcule la nivel de studiu de prefezabilitate, care vor tine cont de situaţia hidro-geologica a zonei, caile de acces, terenuri etc.

În figurile 7.1. - 7.5. se prezintă zonele râului Topolog şi a pâraielor Topologel şi Ruda. În această fază, pentru celelalte amplasamente propuse (Vâlsan; Râul Doamnei; Bratia

;Râuşor; Râul Târgului; Râul Dâmboviţei; Râul Dâmbovicioara) nu se cunoaşte debitul modul, fiind vorba despre pâraie mici, in zona alpina. În consecinţa, s-a efectuat un calcul general utilizându-se următoarele plaje de căderi si debite:

- Căderi cuprinse intre 20 m si 100 m; - Debite cuprinse intre 0,1 mc/s si 2 mc/s.

Ipotezele de calcul sunt următoarele:

- Schema va cuprinde o captare tiroleza, conducta de aducţiune sub presiune, clădirea centralei (turbina de tip Banki);

- Randamentele utilizate in calcul sunt pentru turbina, de 84% pentru toata gama de debite si 90% pentru generator;

- Debitul utilizat in calcul este debitul uzinat (captat), care poate varia in plaja de 50% - 70% din debitul modul al râului, in funcţie de natura curgerii râului; Rezultatele obţinute sunt evidenţiate in tabelul 7.1.





QF 044, ed. 0

Fig

ura

7.1.

Râu

l Top

olog





QF 044, ed. 0

Fig

ura

7.2.

Râu

l Top

olog





QF 044, ed. 0

Fig

ura

7.3.

Pâr

âul T

opol

ogel





QF 044, ed. 0

Fig

ura

7.4.

Pâr

âul T

opol

ogel





QF 044, ed. 0

Fig

ura

7.5.

Pâr

âul R

uda


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

Investiţii iniţiale pentru o microhidrocentrală

În comparaţie cu alte tehnologii, microhidrocentralele sunt caracterizate printr-un capital

de investiţii iniţial foarte mare. Aceste costuri depind în mare măsură de amplasament şi de condiţiile climatice ale ţării şi sunt foarte variate. Costurile pentru investiţii includ:

• construcţia (barajul, canalul natural, clădirea centralei); • echipamentele utilizate la generarea energiei electrice (turbina, generatorul,

transformatorul, liniile de curent); • altele (tehnologia, proprietăţile solului, darea în exploatare).

Microhidrocentralele de înaltă cădere sunt, în general, soluţii mai puţin costisitoare din

moment ce, cu cât este mai înaltă căderea cu atât debitul necesar pentru a da o unitate de putere este mai mic, iar echipamentul este mai ieftin. Următoarele date, cu privire la investiţia specifică, sunt deseori menţionate:

• între 1500 şi 9000 Euro/kW pentru căderi între 2,3 şi 13,5 m; • între 1000 şi 3000 Euro/kW pentru căderi între 27 şi 350 m.

Totuşi, căderile înalte se pot realiza în marea majoritate a cazurilor în locuri cu densitate mică a populaţiei unde cerinţele de energie sunt mici, iar transportul la distanţe mari, către principalele centre de populaţie, poate anula avantajul costurilor scăzute ale sistemelor izolate cu căderi înalte.

În consecinţă, echipamentele pentru căderi şi debite mici sunt foarte costisitoare, iar

costurile echipamentelor reprezintă între 40 şi 50% din costul total al instalaţiilor hidroenergetice convenţionale. Cât priveşte partea de costuri ale construcţiilor civile, nu se pot enunţa unităţi de cost standard. Barajele, canalele şi prizele de apă pot avea structuri foarte diferite ale costurilor totale de la un amplasament la altul. Acestea depind foarte mult depinde de topografie şi geologie, şi, de asemenea, de metoda de construcţie aplicată şi de materialele utilizate.

Doar pentru a menţiona câteva exemple, costul total specific pentru microhidrocentrale în

Germania a fost de 5000 - 9000 Euro/kW şi au fost împărţite, în cele mai multe cazuri, astfel: 35% construcţii civile, 50% piese electrice, 15% altele. Mai există, desigur, şi diferenţe între ţări. De exemplu costul unei turbine tip Banki cu regulator de 8 kW în Cehia, este de aproximativ 3600 Euro, sau 450 Euro/kW.

Cea mai mare barieră în dezvoltarea microhidrocentralelor sunt investiţiile ridicate. Scăderea acestora reprezintă unul dintre principalele mijloace prin care microhidrocentralele să devină accesibile pentru comunităţile mai mici. Principalele modalităţi de reducere a investiţiilor sunt prezentate mai jos:

• folosirea schemelor pe firul apei, unde este posibil – astfel se vor evita costurile ridicate cu realizarea unor baraje sau a unor lacuri de acumulare scumpe;

• folosind echipament fabricat local, unde este posibil şi acestea sunt adecvate; • folosirea conductelor forţate din polimeri, unde este posibil; • automatizarea microhidrocentralei – permite să fie lăsată nesupravegheată, astfel

reducându-se costurile de operare; • folosind infrastructura existentă, de exemplu, un canal care serveşte unei scheme de

irigaţii;


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

• amplasarea microhidrocentralei aproape de consumator (de exemplu un sat sau o fermă) pentru a evita echipamentul scump de înaltă tensiune (cum sunt, de exemplu, transformatoarele sau liniile de transport);

• folosirea pompelor ca turbine – în unele circumstanţe, pompele normale pot fi folosite “reversibil” ca turbine; aceasta reduce costul, timpul de livrare şi face instalaţia mult mai simplă, mai uşor de întreţinut;

• folosirea motoarelor şi ca generatoare: motoarele pot fi folosite “ reversibil “ pe post de generatoare. Pompele sunt, de regulă, cumpărate cu un motor instalat, iar întreaga unitate poate fi folosită ca un ansamblu turbină/generator;

• folosirea materialelor locale pentru construcţiile civile; • folosirea muncii colective; • o bună planificare pentru a obţine un factor înalt al centralei şi un model bine echilibrat

(fluctuaţia cererii de energie în cursul zilei); • conexiuni ieftine pentru utilizatorii casnici.

Costurile operării Ca o regulă generală, microhidrocentralele sunt caracterizate prin investiţii mari şi costuri

mici de operare. În pofida acestui obstacol şi a termenelor de rambursare mari (10 ani sau mai mult), microhidrocentralele îşi merită deseori investiţia datorită duratei lungi de viaţă (deseori mai mult de 70 de ani) şi a costurilor reduse cu întreţinerea. Ca regulă generală, costul total al operării şi al întreţinerii fără mari înlocuiri reprezintă aproximativ 3 până la 4% din costurile asociate unei microhidrocentrale. Costurile cu întreţinerea (asigurarea şi extragerea încărcăturii de apă, unde se aplică) sunt componente minore comparativ cu totalul – deşi pot deveni importante de luat în considerare în cazul costurilor marginale.

Costurile unitare cu producerea energiei electrice depind în foarte mare măsură de orele

de funcţionare în cursul anului (disponibilitatea), care variază în concordanţă cu condiţiile hidrologice şi meteorologice locale. Aceasta explică de ce costurile energiei sunt mai mici pentru microhidrocentralele cu cădere mică. Deşi microhidrocentralele tind să producă energie mai scumpă, acestea au deseori o capacitate de stocare mult mai mare şi pot introduce furniza energie în perioade când cererea este mai mare, fiind vândută cu tarife mai ridicate.

Se prezintă un exemplu care ilustrează modelul investiţie - generare - cost: Investiţia pe

unitate de putere instalată poate fi 2000 USD/kW pentru o microhidrocentrală cu cădere mare şi 3000 USD/kW pentru o microhidrocentrală cu cădere mică. Datorită disponibilităţii mai mari, microhidrocentrală cu cădere mai mică poate produce electricitate (6000 kWh pe an şi kW instalat) cu un cost mediu de 4 cenţi USD pe kWh. Microhidrocentralele cu cădere mare pot produce 3500 kWh/an cu un cost mediu de 4,6 cenţi USD pe kWh. Această putere poate fi, totuşi, produsă special şi vândută când cererea este mai mare, cu tarife crescute.

7.2. Proiecte care vizează utilizarea energiei solare

Pentru o mai bună conturare a potenţialului resursei solare s-au folosit date meteorologice din zona judeţului Argeş, referitoare la:

• intensitatea fluxului global al radiaţiei solare [kW/m2] • energia solară lunară medie [kWh/m2/zi] • temperatura medie exterioară [°C]


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

Valorile sunt obţinute folosind baze de date meteorologice autorizate şi reprezintă valori

medii a ultimilor 10 ani. În tabelul 7.2. sunt prezentate datele meteorologice referitoare la energia solară lunară

medie din zona judeţului Argeş. Tabelul 7.2. Datele meteorologice referitoare la energia solară din zona judeţului Argeş

Luna Energie solară lunară medie [kWh/m2/zi]

Energie medie [kWh/m2/zi]

Flux energetic anual [kWh/m2/an]

Ianuarie 1,570 Februarie 2,380

Martie 3,470 Aprilie 4,420

Mai 5,530 Iunie 6,090 Iulie 6,180

August 5,530 Septembrie 4,030 Octombrie 2,550 Noiembrie 1,600 Decembrie 1,250

3,717 1.356

Alegerea puterii instalate în cazul utilizării energiei solare se va face în funcţie de

anumite consumuri, destinaţia în care va fi folosită – din care rezultă şi autonomia dorită pentru satisfacerea consumului. În această fază nu se cunoaşte decât un consum minim necesar zilnic pentru locaţii turistice de 15 kWh/zi (4000mp, pentru 80 locuri cazare, cu imobil având suprafaţa ocupata la sol fiind de 200mp). Alegerea puterii instalate se va face la nivel de studiu de prefezabilitate, unde se va tine cont de toţi parametrii semnificativi.

Investiţii iniţiale necesare pentru un sistem fotovoltaic Costurile investiţionale ale unui sistem fotovoltaic sunt măsurate în €/Wp (Peak Watt –

putere de vârf). Puterea de vârf este definită ca puterea ce se obţine în condiţii de testare standard. Preţurile sistemelor fotovoltaice variază considerabil (tabelul 7.3) şi depind de o serie de factori inclusiv mărimea sistemului, zona, conexiunea la reţea, specificaţiile tehnice şi altele.

Tabel 7.3. Preţuri indicative pentru sisteme fotovoltaice în următoarele ţări (în 2004)

Neconectate la reţea (€ per Wp)

Conectate la reţea (€ per Wp) Ţara

<1 kW >1 kW <10 kW >10 kW Australia 10,7-14,3 7,1-17,8 6,0-10,7 6,0-7,1 Austria 15 10-13 5,5-8,5 5-8,5 Canada 11,5 8,4-9,1 5,6 Elveţia 10,4 9,2 5,8-5,9 4,9 Danemarca 9,5-12,2 20,3-27,1 4,5-9,5 5,4-13,5 Germania 5,3 Franţa 15-20 15-20 4-12 5


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

Anglia 7,9-14,7 7,7-13,3 7,4-16,8 7,0-15,9 Israel 7,1 5,6-7,1 Italia 12-15 12-14 5,5-8 5,3-7 Japonia 5 5,7 Koreea 15,6 14,2 8,5 8,1 Mexic 9,7-13,0 Olanda 10-50 4,5-6 4,5-4,7 Norvegia 7,8-13,2 9,6-13,2 Portugalia 7-15 7-11 6-8,5 5-6,2 Suedia 9,9-11,0 4,4-6,1 SUA 9,7-20,3 9,7-16,2 5,7-8,1 5,1-6,9 Notă: preţurile mult mai mari pentru sistemele conectate la reţea corespund sistemelor cu plăci (ţigle) de acoperiş integrate sau sistemelor integrate în clădiri

Luând drept exemplu aplicaţiile sistemelor fotovoltaice pentru clădiri, principalii factori care influenţează costurile investiţionale sunt:

Mărimea sistemului ce va fi instalat, un sistem mai mare poate fi mai ieftin per kWp în timp ce un sistem mai mic poate fi mai scump.

Numărul de sisteme fotovoltaice instalate simultan. Spre exemplu un constructor de case care instalează sisteme fotovoltaice la un grup de case poate poate obţine un preţ mai mic decât un proprietar care instalează un singur sistem la locuinţa proprie.

Funcţie de modul în care este implementat sistemul, concomitent cu construirea casei sau adăugat ulterior. Dacă se implementează concomitent cu construirea clădirii se pot face economii, spre exemplu la numărul de plăci (ţigle) pentru acoperiş.

Cât de uşor sau dificil este de accesat suprafaţa pe care va fi instalat sistemul. Spre exemplu dacă acoperişul unei case are o formă mai complicată, costul de instalare al sistemului creşte.

Tipul de module fotovoltaice utilizat va avea un impact semnificativ asupra costului. Preţul tipic este pentru modulele standard, în vreme ce spre exemplu plăcile speciale pentru montare pe acoperiş (ţiglele) sunt mai scumpe. Cele mai scumpe variante sunt cele cu sticlă semi-transparentă folosite la faţade sau acoperişuri de sere.

În cazul sistemelor neconectate la reţeaua electrică, preturile sunt mai mari de obicei,

decât în cazul celor conectate, pentru că cele conectate nu necesită baterii de stocare. Cum se arată în tabelul 7.3., preţurile sistemelor neconectate la reţea, cu puteri de circa 1

kWp variază între 7-20 €/Wp, funcţie de ţară şi de factori specifici proiectului. Un preţ uzual pentru un astfel de sistem este în jur de 10-11 €/Wp. Preţurile sistemelor independente mai mari de 1 kWp variază similar, fiind însă ceva mai scăzute.

Investiţia pentru sistemele conectate la reţea variază funcţie de cum diferă preţurile

(variaţia este atât de la o ţară la alta cât şi în cadrul fiecărei ţări). Cele mai mici preţuri sunt de obicei cuprinse intre 4,5 şi 5,5 €/Wp. Instalaţiile mari pot avea preţuri mai mari sau mai mici funcţie de economiile rezultate, de gradul de integrare a sistemului în structura clădirii, de dificultatea instalării şi de gradul de inovaţie.

Preţurile sistemelor fotovoltaice au scăzut considerabil în ultimii 30 de ani, cu o reducere

de 18% a preţului la fiecare dublare a vânzărilor. Figura 7.6 şi tabelul 7.4 ilustrează scăderea





QF 044, ed. 0

preţului modulelor fotovoltaice în cadrul ţărilor prezentate din Europa, în timp ce capacitatea sistemelor a continuat să crească fără ezitare.

Figura 7.6. Evoluţia preţului modulelor fotovoltaice (cazul Germaniei)

Chiar dacă preţurile modulelor fotovoltaice au scăzut considerabil în ultimele decenii,

costurile totale ale sistemelor nu au scăzut în acelaşi ritm. Aceste costuri pot include construirea, aprobarea de conectare la reţeaua electrică, proiectarea sistemului, montarea panourilor, invertoarele, bateriile, cablarea, protecţia la fulgere, munca de instalare, transportul instalaţiei precum şi costurile de întreţinere. Toate acestea însumează de obicei 50% sau mai mult din costul total al sistemului, dar pot scădea sub 50% pentru cazul sistemelor conectate la reţea, dacă se folosesc produse şi proceduri standardizate.

Tabel 7.4. Preţuri indicative pentru module fotovoltaice pe Wp în ţări din EU

Ţara 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 Preţul tipic EUR

Austria 4.5 3.1-3.2 3.6-3.7 3.6 Germania 5.42 4.91 4.5 4.14 3.73 3.63 3.58 3.53 3.04 2.5-9.7 3.0-9.6 3.0 Spania 2.6-4.2 Italia 4.13 4.13 4.25 3.9 3.1-3.9 2.9-3.6 2.9 Olanda 9.5 7 7.5 6 5 4.75 4.73 4.73 4.62 4.5 3.5-4.5 3.5 Portugalia 4 3.5 3.5 3.5-4 3.5 Notă: cifrele se referă în general la preţurile modulelor tipice, unde este o gamă largă de valori pentru o ţară, valoarea minimă reprezintă cel mai mic preţ atins (de obicei pentru o comandă mare), în timp ce un preţ foarte ridicat este pentru produse speciale (profile speciale).


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

Alte costuri ce apar de-a lungul perioadei de funcţionare a sistemului fotovoltaic Sistemele fotovoltaice au o durată de viaţă estimată de 30 ani. Făcând o analiză a

costurilor pe întreg ciclul de viaţă, se obţine costul total al sistemului. De obicei acestea includ costurile de capital cu module şi BOS, costurile pentru pregătirea locului, proiectarea sistemului şi tehnologia, instalarea, aprobările necesare precum şi costurile de operare şi întreţinere.

Costurile per ciclu de viaţă pentru un sistem fotovoltaic tipic sunt cuprinse între 0,20

€/kWh şi 0,50 €/kWh, funcţie de durata de expunere la lumina solară şi situaţia financiară a zonei. Costurile cu funcţionarea şi întreţinerea pot fi semnificative, variind între 0,01 €/kWh şi 0,10 €/kWh. Cele mai mari costuri de acest tip se datorează întreţinerii generatoarelor din sistemele hibride, precum şi înlocuirii unor piese datorită unor factori zonali precum temperaturile externe şi vandalismul. Unele studii arată că în ce priveşte exploatarea şi întreţinerea, costurile sunt corelate cu mărimea sistemului.

Întreţinerea programată a sistemelor fotovoltaice, constă de obicei în spălarea modulelor

pentru a îndepărta murdăria şi praful. În timp ce cu panourile şi modulele fotovoltaice au existat foarte puţine probleme, o serie de probleme au fost identificate la invertoare şi la alte echipamente folosite în sistemele conectate la reţea. O mare parte din aceste instalaţii au avut probleme cu echipametele electrice, fiind necesare deplasări la locul de amplasare al sistemului, pentru a le rezolva şi a repune instalaţia în starea de funcţionare normală. Reparaţiile neprevăzute au fost necesare pentru a înlocui invertoarele, siguranţele fuzibile, întreruptoarele şi pentru a innoi programul (softul) folosit.

Identificarea problemelor ce necesită reparaţii, legate de aceste sisteme, depinde strict de gradul de monitorizare al instalaţiei. În principiu un sistem fotovoltaic necesită fie vizite periodice realizate de personal instruit, fie diverse modalităţi de monitorizare a unor parametri, spre exemplu măsurarea ieşirii invertoarelor. Rezolvarea problemelor identificate prezintă un compromis între performanţă, costul întreţinerii şi durata de viaţă a instalaţiei. Sporirea fiabilităţii sistemului şi scăderea ratei de defect a echipamentelor are un efect important în reducerea costurilor cu exploatarea şi întreţinerea, în plus poate creşte performanţa sistemului.

Investiţia iniţială aferentă proiectelor de sisteme solare pasive Costurile totale pentru sistemele solare diferă de la ţară la ţară şi chiar uneori în interiorul

unei ţări. De exemplu, un sistem tipic pentru prepararea apei calde menajere pentru o familie în Grecia costă €700 inclusiv TVA şi instalarea (sistem termosifon, 2,4m2 suprafaţa colectorului, 150 litri rezervorul). În Germania un sistem tipic pentru acelaşi scop costă în jur de €4500 (sistem cu circulaţie forţată, 4–6m2 colector plat, 300 litri rezervorul). Costul acestor sisteme depinde de asemenea de cerinţele de apă caldă şi de condiţiile climaterice în fiecare zonă.

Conform cu companiile care produc astfel de sisteme costurile pentru producere pot fi

împărţite astfel: Materiale: 33% Manoperă: 10% Promoţie + cheltuieli generale: 43% Instalarea (muncă şi materiale): 14%

Această repartizare a costurilor nu este aceiaşi pentru orice industrie, datorită diferenţelor care apar între materiale, metodele de fabricare, capacităţile de producţie, metodele de distribuţie


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

şi vânzare. De obicei investiţia iniţială este mai mare decât pentru o instalaţie clasică pe gaze naturale, dar costul de exploatare a unui sistem solar este de obicei mai mic decât pentru sistemele tradiţionale.

Trebuie de menţionat că termenul brut de recuperare a investiţiei pentru instalaţiile solare

depinde foarte mult de preţurile pentru combustibilii fosili care sunt substituiţi. În UE termenul brut de recuperare a investiţiei este de obicei mai mic de 10 ani, sistemele solare având o durată de viaţă de 20-30 de ani. Mai sus au fost deja prezentate cifre referitoare la acest aspect.

Sistemele solare termice sunt economic viabile numai atunci când condiţiile sunt

favorabile. Pentru a îmbunătăţi această situaţie se depun eforturi pentru a creşte performanţa sistemelor şi totodată reducând costurile de investiţie. Producerea pe scară largă a unor astfel de sisteme se presupune că va avea un impact decisiv. Costul colectoarelor solare este cel mai mare dintre toate componentele sistemului şi reprezintă aproximativ 40% din costul total. Se estimează căci creşterea anuală a producţiei de colectoare de la 1000 până la 100000 m2 poate reduce costul colectoarelor cu 30%.

La fel se estimează că pentru o producţie la scară largă poate conduce la o diminuare a

costului la jumătate. O astfel de reducere a costurilor poate fi posibilă numai împreună cu metode noi şi ieftine de instalare a sistemelor şi cu diminuarea costurilor de distribuţie şi marketing, care la momentul actual ridică considerabil costurile totale a sistemelor solare.

Investiţia iniţială pentru sistemele solare include preţul echipamentelor, cum sunt

colectoarele, rezervoarele, pompele şi ventilatoarele, sistemul de control, conducte, schimbătoare de căldură şi alte echipamente si costurile de instalare. Costul total C a echipamentului instalat poate fi împărţit în costul specific pentru colector, CA, şi costul echipamentului care este independent de colector (CE):

C = A * CA + CE (1) unde A este aria suprafeţei colectorului. Pentru producerea energiei electrice folosind sisteme solare se poate spune că nici

sistemele cu turn solar nici sistemele cu farfurie parabolică nu sunt suficient de mature încă pentru a penetra piaţa la momentul actual. Chiar şi fermele solare, care sunt cele mai dezvoltate tehnologii, au fost aplicate în Europa numai ca centrale pilot.

Dezvoltarea actuală în Europa este la un nivel foarte scăzut, dar trebuie totodată de luat

în calcul dezvoltarea din viitor. Costurile sistemelor solare depind direct de radiaţia solară pentru zona respectivă. Costul energiei (pentru o centrală de 100 MWe) de 0,09 €/kWh poate fi obţinut folosind turnuri solare sau ferme solare acolo unde este posibil. Limita inferioară pentru sistemele cu farfurie parabolică este de 0,10 €/kWh.

Alte costuri care apar în timpul operării sistemelor solare termice pasive

Principalul motiv pentru folosirea sistemelor termice solare pentru încălzire este de a reduce costurile cu energia pentru clădiri. După cum a fost menţionat mai sus folosirea sistemelor solare pentru producerea energiei termice necesită o investiţie iniţială relativ mare, de aceea pentru fiecare proiect specific trebuie efectuată o analiză economică detaliată pentru a determina dacă proiectul este fezabil sau nu.


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

Pe de altă parte costurile de operare a unui astfel de sistem sunt de obicei mai mici decât pentru un sistem clasic. Odată instalat un astfel de sistem, costurile lui de operare sunt mici, iar costurile cu „energia primară” sunt zero. Combustibili fosili trebuie totuşi procuraţi în funcţie de cererea totală de căldură pentru încălzire şi apă caldă. Astfel economiile principale provin din economiile cu combustibilul, pe când cheltuielile principale sunt cele cu investiţia.

Mentenanţa şi asigurarea reprezintă costuri adiacente pentru a păstra sistemul în condiţii

de operare si pentru a asigura sistemul împotriva diferitor dezastre. Taxele pe proprietate sunt impuse pentru majoritatea instalaţiilor ceea ce conduce la creşterea costului duratei de viaţă pentru un sistem solar în comparaţie un sistem clasic. Taxele pe venit în schimb tind să reducă costul de viaţă a sistemelor solare faţă de sistemele clasice. Costurile pentru energia auxiliară reprezintă costurile cu combustibilul pentru instalaţia de rezervă. O cantitate de energie electrică este necesară pentru acţionarea pompelor, ventilatoarelor şi echipamentelor de control.

Dimensionarea corectă – un instrument de reducere a riscului în proiectele care vizează sistemele solare pasive

După cum reiese din cele menţionate mai sus, sistemele solare sunt procurate astăzi

pentru a reduce factura energetică de mâine. Deoarece astfel de sisteme sunt relativ scumpe este foarte important ca ele să fie dimensionate foarte bine. O dimensionare incorectă a sistemelor solare conduce la creşterea costurilor iniţiale, de aceea dimensionarea optimă este foarte importantă. Este important ca dimensionarea sistemelor solare să se facă după anumite reguli şi nu cum doreşte fiecare.

Scopul optimizării este de a determina mărimea sistemului solar pentru o anumită

aplicaţie care să conducă la beneficii economice maxime. Aceasta înseamnă de a calcula un cost minim total pentru ambele instalaţii, solară şi cea convenţională. Această optimizare corespunde unui avantaj maxim pentru utilizator deoarece se obţin economii maxime de combustibil şi totodată costul căldurii este minimizat. Optimizarea include şi tehnici de discount şi efectele diferitor taxe acolo unde ele există.

Pentru optimizarea dimensionării sistemelor solare deseori se folosesc programe de

calcul specializate, deoarece acest proces trebuie să ia în calcul multe variabile, inclusiv cele legate de sistemul convenţional. Folosirea unui model impune folosirea unor date de intrare, cum ar fi datele climaterice sau datele referitoare la cerere de căldură. Aceste date pot fi obţinute folosind diverse metode.

Optimizarea economică de asemenea necesită un număr de parametri ce caracterizează

sistemul solar de care depinde eficienţa sistemului solar. În plus trebuie luate în calcul toate costurile de operare şi mentenanţă. În cazul în care parametrii de proiectare a sistemului sunt menţinuţi constanţi atunci eficienţa sistemului solar poate fi determinată în funcţie de mărimea colectorului. Determinând costurile ciclului de viaţă a unui sistem alternativ şi economiile asociate cu un anumit sistem se poate determina mărimea optimă a colectorului.

Diminuarea riscurilor proiectelor care vizează sistemele solare pasive Pentru a alege un sistem termic solar pentru producerea de căldură practic se poate spune

că nu există nici un risc. Nu contează ce fel de sistem a fost folosit înainte fiindcă folosirea sistemelor solare conduce numai la beneficii referitoare la o dezvoltare durabilă. Deoarece preţul


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

la combustibil creşte permanent se poate spune că sistemele solare sunt avantajate din acest punct de vedere.

Sistemele de astăzi şi-au demonstrat fiabilitatea şi utilitatea iar durata lor de viaţă atinge

15-20 de ani. Dar, s-ar putea totuşi să existe riscuri pentru utilizarea unor astfel de sisteme, riscuri ce ţin de eficienţa lor, şi aceasta în special în ţări cu experienţă negativă de folosire a unor astfel de sisteme. Pentru a combate acest risc este nevoie de a creşte nivelul de informare.

Un lucru de analizat este acel fapt că atunci când există condiţii excelente pentru a instala

un sistem solar deseori oportunitatea este foarte mică. Din motive tehnice este mai eficient şi mai ieftin de instalat astfel de sisteme în faza de construcţie a clădirii sau atunci când sistemul de încălzire este renovat sau modernizat. De obicei majoritatea utilizatorilor schimbă sistemele de încălzire o dată în 10-20 de ani, aceasta conduce la o restricţie serioasă pentru creşterea pieţei: dacă oportunitatea este pierdută atunci ea este pierdută pentru mult timp.

Pentru a combate diferite riscuri legate şi de performanţa sistemelor solare a fost

dezvoltată o schemă de „Garantare a Rezultatelor Solare” cu un suport din parte industriei şi organizaţiilor interesate. Acest conduce la aceea că furnizorii de sisteme solare pot garanteze anumite performanţe pentru echipamentele lor.

În general, contractele ESCO reprezintă opţiunea preferată pentru dezvoltarea acestui

sector; uneori aceste scheme de dezvoltare sunt folosite împreună cu promovarea echipamentelor pentru arderea biomasei pentru a produce energie. În acelaşi timp companiile de tip ESCO au şi contracte cu mai multe clădiri pentru furnizarea energiei. În interiorul acestei structuri consumatorul plăteşte numai energia produsă de către sistemele solare. Toate riscurile în acest caz sunt suportate de către companie, ceea ce conduce la o mărime minimă a unui proiect de acest tip de aproximativ 300 m2 (210 kW).

Schemele de garantare a performanţei conduc la acel fapt că proprietarii clădirilor sau cei

care dezvoltă o astfel de afacere sunt şi proprietarii sistemelor solare şi deci preiau toate riscurile proiectului. Totodată compania producătoare de echipamente garantează performanţa, ceea ce conduce la creşterea atractivităţii pentru astfel de investiţii. Astfel de scheme permit ca atunci când sistemul solar nu atinge performanţele scontate compania producătoare să plătească penalităţi. Schemele de acest gen de garantare sunt de pentru proiecte de ordinul 30–1000 m2 (21–700 kW). Monitorizarea fiecărui sistem solar poate fi făcut folosind sisteme performante care pot funcţiona oriunde în lume.

Un alt instrument dezvoltat pentru a compensa costurile iniţiale relativ ridicate este

finanţarea prin a treia parte “Third Party Financing” (TPF). Această schemă de finanţare împreuna cu „Garantarea Performanţei” poate sigur conduce la diminuarea riscurilor legate de proiecte de acest tip. Această abordare este definită ca prestarea serviciilor complete, costurile fiind calculate reieşind din economiile realizate de către sistem. Termenul de recuperare a investiţiei este direct legat de mărimea economiilor.

Schemele TPF implică: • Proiectarea, construcţia, instalarea şi mentenanţa sistemului de către o companie

specializată (denumită Project Office); • Rambursarea investiţiei în funcţie de economiile obţinute;


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

• Project Office asigură expertiza tehnică şi celelalte măsuri necesare pentru a asigura alimentarea cu energie a consumatorului;

• Folosind astfel de scheme de finanţare barierele de piaţă care există sunt eliminate prin transferarea riscurilor tehnic şi financiar la Project Office, după cum urmează: ⇒ Competenţa tehnică în toate problemele legate de sistemele solare; ⇒ Competenţă în probleme de finanţare şi scheme de finanţare care să fie potrivite

consumatorului. 7.3. Proiecte care vizează utilizarea energiei eoliene

Pentru o mai bună conturare a potenţialului resursei eoliene s-au folosit date meteorologice din zona judeţului Argeş, referitoare la:

• viteza medie lunară a vântului la înălţimea de 50 m [m/s] • frecvenţa medie lunară a vântului [%] • temperatura medie exterioară [°C]

Valorile sunt obţinute folosind baze de date meteorologice autorizate şi reprezintă valori medii a ultimilor 10 ani.

În tabelul 7.5. şi 7.6. sunt prezentate datele meteorologice referitoare la viteza medie lunară şi frecvenţa medie lunară a vântului din zona judeţului Argeş.

Tabelul 7.5. Datele meteorologice referitoare la viteza vântului din zona (la 50 m înălţime)

judeţului Argeş

Luna Viteza medie lunară [m/s]

Medie anuală [m/s]

Ianuarie 4,71 Februarie 5,03

Martie 5,01 Aprilie 4,96

Mai 4,44 Iunie 4,04 Iulie 3,82

August 3,75 Septembrie 4,13 Octombrie 4,20 Noiembrie 4,32 Decembrie 4,41

4,39

Tabelul 7.6. Frecvenţa vântului la 50 m înălţime din zona judeţului Argeş (%)

Viteza Luna 0-2 m/s 3-6 m/s 7-10 m/s 11-14 m/s 15-18 m/s

Ianuarie 14 67 19 0 0 Februarie 13 63 22 2 0

Martie 13 62 24 1 0 Aprilie 14 61 24 1 0

Mai 19 64 16 0 0 Iunie 21 72 7 0 0


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

Iulie 26 67 7 0 0 August 28 67 5 0 0

Septembrie 23 68 9 0 0 Octombrie 20 70 10 0 0 Noiembrie 17 72 11 0 0 Decembrie 17 71 12 0 0

Medie anuală 19 67 14 0 0 La acest nivel nu se cunosc toţi parametrii necesari estimării unui potenţial eolian.

Determinarea potenţialului eolian (W/m2) şi alegerea puterii instalate în cazul utilizării energiei eoliene se poate face în urma efectuării unui studiu ai parametrilor de vânt unde se va tine cont de toţi parametrii semnificativi (elemente orografice şi de rugozitate, date meteo pe termen lung).

Principalii parametrii economici aferenţi proiectelor eoliene sunt:

costurile investiţionale, incluzând costurile pentru fundaţie, conectarea la reţea etc.; costurile de operare şi mentenanţă (O&M); producţia de energie / viteza medie a vântului; durata de viaţă a turbinei; rata de discount.

Cei mai importanţi sunt investiţiile în turbinele eoliene şi costurile de producţie aferente. Producţia de energie este dependentă de regimul vânturilor, alegerea amplasamentului

fiind în consecinţă esenţială pentru ca proiectul să fie viabil din punct de vedere economic. Următoarele paragrafe subliniază structura şi dezvoltarea costurilor de capital ale turbinelor eoliene terestre. În general, în ultimii ani, trei tendinţe mari au dominat dezvoltarea turbinelor eoliene conectate la reţea:

turbinele eoliene au crescut în mărime şi înălţime (dimensiunile medii au crescut substanţial);

randamentul turbinelor eoliene a crescut constant; în general, costurile investiţionale pe kW au scăzut.

Puterea medie anuală instalată a turbinelor eoliene a crescut semnificativ în ultimii 10-15

ani, de la aproximativ 200 kW în 1990 la aproape 1,5 MW în Germania şi Danemarca în 2002. Totuşi, există o diferenţă între ţări, de exemplu în Spania, SUA şi Marea Britanie, puterea instalată în 2002 era de aproximativ 850-900 kW. Cele mai bine vândute turbine eoliene în 2002 au fost cele cu capacităţi între 750-1,500 kW având cotă de piaţă mai mare de 50%. Turbinele eoliene cu capacităţi de 1,5 MW şi mai mare, au avut o cotă de piaţă de 30%, cotă aflată în continuă creştere.

Investiţii aferente proiectelor eoliene Investiţia în proiectele eoliene este dominată de costul turbinei eoliene însăşi, “ex works”

(fără montaj - include costul turbinei aşa cum este livrată de fabricant adică turbina însăşi, palele, turnul de susţinere şi transportul la amplasament; nu sunt incluse alte activităţi la faţa locului, fundaţii sau conectare la reţeaua electrică). În tabelul 7.7 se prezintă structura costului pentru o turbină medie (850 până la 1500 kW) amplasată terestru, elaborată pe o selecţie a datelor limită la turbine eoliene din Marea Britanie, Spania, Germania şi Danemarca. Costul





QF 044, ed. 0

turbinei eoliene este în general un pic mai mic de 80% din costul investiţional total, dar, după cum se poate vedea în tabelul 7.7., există variaţii considerabile, de la 74% la 82%.

Tabelul 7.7. Structura costurilor pentru o turbină eoliană tipică de mărime medie (850 kW – 1500 kW)

Procent din costul total (%) Procent din altecosturi (%)Turbina 74-82 - Fundaţia 1-6 20-25 Instalaţia electrică 1-9 10-15 Conectarea la reţea 2-9 35-45 Consultanţa 1-3 5-10 Pământul 1-3 5-10 Costuri financiare 1-5 5-10 Construcţia drumurilor 1-5 5-10

În general, alte costuri importante mai sunt: conectarea la reţea, instalaţia electrică şi

fundaţia, dar şi alte costuri auxiliare cum ar fi construcţia unui drum care reprezintă o proporţie substanţială din costurile totale. Există o variaţie considerabilă în nivelul total al aceste costuri auxiliare care se încadrează între aproximativ 24% din costurile totale ale turbinei în Germania şi Marea Britanie şi mai puţin de 20% în Spania şi Danemarca. Costurile depind nu doar de ţara în care se instalează, dar şi de dimensiunea turbinei.

Ponderea acestor componente de costuri ca procente din costurile totale suplimentare este

menţionată de asemenea în figura 7.7 (pentru Germania). Cum se observă, cel mai important cost suplimentar îl reprezintă conectarea la reţea, care în unele cazuri poate reprezenta aproximativ o jumătate din toate costurile auxiliare, urmat, în general, de costurile mai scăzute ale fundaţiei şi cele ale instalaţiei electrice. Astfel, aceste trei probleme ar putea adăuga sume importante la costul turbinei eoliene.

Figura 7.7. Costurile adiţionale în procente din totalul costurilor investiţionale pentru o turbine

eoliene în Germania

Costurile componentelor cum ar fi consultanţa sau chiria pentru pământ reprezintă foarte puţin din costurile adiţionale. După cum se observă din figura prezentată, toate costurile adiţionale tind să scadă în timp ca procent din costurile totale ale turbinei eoliene, cu o singură excepţie. Creşterea costurilor diverse se datorează în cea mai mare măsură creşterii costurilor de





QF 044, ed. 0

prefezabilitate. Nivelul costurilor auxiliare în Germania a scăzut, în medie, de la aproximativ 31% din costurile investiţionale totale în 1999 la aproximativ 28% în 2001.

Costurile totale pe kW instalat de putere eoliană diferă semnificativ de la o ţară la alta,

cum se observă şi din figura 7.8. Astfel, costul pe kW instalat variază în general de la 900 €/kW la 1.150 €/kW. Costurile investiţiei pe kW instalat sunt aproximativ la acelaşi nivel în Spania şi Danemarca, în timp ce costurile aferente turbinelor eoliene selecţionate pentru analiză sunt cu aproximativ 10% până la 30% mai mari în Marea Britanie şi Germania. Totuşi, trebuie menţionat că figura 7.8. se bazează pe o colecţie restrânsă de date.

Figura 7.8. Costul investiţional total (incluzând turbina, fundaţia, conectarea la reţea etc.),

exemplificat pentru turbine de diferite mărimi şi ţările în care sunt instalate (€/kW)

Costuri suplimentare pe durata operării proiectelor de energie eoliană Costurile pentru operare şi mentenanţă (O&M) constituie o parte importantă a costurilor

totale anuale ale unei turbine eoliene. Pentru o turbină nouă, costurile pentru O&M ar putea fi în medie o cotă parte de aproximativ 20-25% din costul total mediu pe kWh produs pe durata de viaţă a turbinei. Astfel, la începutul exploatării turbinei eoliene, cota ar putea fi de 10-15% şi crescând la cel puţin 20-35% spre sfârşitul vieţii acesteia. Astfel, costurile pentru O&M atrag din ce în ce mai mult atenţia producătorilor care sunt în căutarea unor noi proiecte care să necesite mai puţine revizii temporare şi, în consecinţă, să reducă timpii de oprire.

Costurile O&M reprezintă o parte din costurile pieselor, şi anume: asigurarea,

întreţinerea regulată, reparaţiile, piesele de schimb şi administrarea. Unele dintre aceste costuri pot fi estimate cu uşurinţă. De exemplu, pentru asigurare şi întreţinere este posibil să se obţină contracte standard care să acopere o parte considerabilă din durata de exploatare a turbinei eoliene. Pe de altă parte, costurile pentru reparaţii şi pentru piese de schimb sunt mult mai greu de prevăzut. Chiar dacă toate costurile componentelor tind să crească, costul reparaţiilor şi al pieselor de schimb sunt influenţate în special de vârsta turbinei, începând de la o valoare mică şi crescând cu timpul.


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

Datorită noutăţii industriei privind energia eoliană, nu se poate face o comparaţie cu tehnologia veche, când doar un număr limitat de turbine eoliene rezistau duratei lor de viaţă prevăzută, de 20 de ani. În comparaţie cu o turbină eoliană de mărime medie disponibilă astăzi, aceste turbine mai vechi sunt aproape toate mici şi au fost construite utilizând criterii de proiectare mai conservatoare, mai puţin riguroase decât cele de astăzi. Se pot culege şi lua în considerare unele date privind costurile de la turbine eoliene mai vechi, dar estimările costurilor de O&M nu ar trebui să fie totuşi luate în considerare, în special spre sfârşitului duratei de viaţă a turbinei.

Pe baza experienţelor din Germania, Spania, Marea Britanie şi Danemarca, costurile de

O&M sunt în general estimate la un nivel aproximativ de 1,2 până la 1,5 c€/kWh de energie eoliană produsă pe toată durata de exploatare. Datele din Spania indică faptul că mai puţin de 60% din această valoare reprezintă cheltuieli de O&M şi echipamente, această proporţie fiind împărţită în două părţi aproximativ egale, una pentru piese de schimb şi restul distribuit egal între costurile de muncă şi piesele care trebuie înlocuite. Restul de 40% este aproape egal împărţit între asigurare, chiria pământului şi regii.

În Germania, un studiu al DEWI (2002), a analizat variaţia în timp a costurilor de

mentenanţă în instalaţiile eoliene germane. În primii doi ani de viaţă, cheltuielile aferente unei turbine eoliane sunt acoperite de garanţia producătorului. Astfel, în studiul german, costurile de O&M pentru primii doi ani au rezultat destul de mici, cam 2...3% din totalul costurilor de investiţie, corespunzând la aproximativ 0,3...0,4 c€/kWh. După şase ani, costurile de O&M totale au crescut până la puţin sub 5% din costul total al investiţiei, care echivalează cu 0,6...0,7 c€/kWh.

În figura 7.9 este reprezentată, pentru perioada 1997 – 2001, repartizarea costurilor medii

totale de O&M în şase categorii, având la bază datele DEWI - Germania. Pentru Germania costul cumpărării energiei de la reţea şi pentru chiria pământului sunt incluse în calculele costurilor de O&M (ca în Spania).

Aceste date sunt în concordanţă cu costurile de O&M pentru turbinele daneze mai noi, în

conformitate cu un studiu din Danemarca, care a analizat variaţia în timp a costurilor de O&M, a costurilor de asigurare etc., inclusiv a duratei de viaţă a unei turbine eoliene. Bazat pe un studiu al organizaţiilor naţionale legate de vânt şi o bază de date existentă, seriile temporale ale componentelor costurilor de O&M au fost stabilite încă de la începutul anilor '80. Costurile de O&M relevante au fost definite pentru a include investiţiile repetate – înlocuirea palelor sau a automatizărilor – dacă acestea există.





QF 044, ed. 0

Figura 7.9: Costurile de organizare şi mentenanţă pentru turbinele germane ca medie în

perioada 1997-2001 În figura 7.10. se prezintă costurile totale de O&M din studiul danez şi detalii despre cum

au fost distribuite acestea în diferite categorii ale O&M, în funcţie de tip, dimensiune şi vârsta turbinei. Astfel, pentru o maşină de 600 kW de 3 ani, 35% din costurile totale de O&M sunt pentru asigurare, 28% pentru întreţinere, 11% pentru administraţie, 12% pentru reparaţii şi piese de schimb, iar 14% pentru alte scopuri. În general, studiul a relevat că aceste cheltuieli cu asigurarea, întreţinerea şi administrarea erau destul de stabile în decursul timpului, în timp ce, cum s-a menţionat anterior, costurile pentru reparaţii şi piese de schimb au variat mult. În sfârşit, în cele mai multe dintre cazuri, alte costuri au avut o însemnătate minoră.

Figura 7.10. ilustrează clar tendinţa de scădere a costurilor de O&M pentru turbinele

eoliene noi şi mai mari. Mai întâi, apar economii la turbinele eoliene prin micşorarea costurilor investiţionale pe kW datorată măririi capacităţii turbinelor, iar economii similare pot apărea şi la costurile de O&M. În al doilea rând, noile turbine eoliene, mai mari, sunt optimizate din punct de vedere dimensional comparativ cu cele vechi, implicând previziuni de micşorare a costurilor de O&M pe durata de viaţă.





QF 044, ed. 0

Figura 7.10. Costurile de organizare şi metodă raportate pentru tipurile selectate de turbine

eoliene

Luând această strategie în considerare, procentul costurilor de O&M pentru o turbină eoliană de 1.000 kW, veche de 10-15 ani, s-ar putea să nu se ridice la acelaşi nivel cu una construită în zilele noastre care să aibă aceeaşi vârstă, dar cu o putere de 55 kW. Cel mai probabil, costurile de O&M pentru turbinele noi vor fi mult mai mici decât cele de până acum pentru cele de 55 kW. Cât de mult vor scădea costurile de O&M depinde şi dacă tendinţa de creştere a dimensiunilor turbinei va continua sau nu.

Tabelul 7.1. Rezultatele calculelor Debit captat

[mc/s] 0,1 0,15 0,2 0,25 0,3 0,35 0,4 0,45 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1 1,2 1,4 1,6 1,8 2

20 15 22 30 37 44 52 59 67 74 89 104 119 133 148 178 208 237 267 297 30 22 33 44 56 67 78 89 100 111 133 156 178 200 222 267 311 356 400 445 40 30 44 59 74 89 104 119 133 148 178 208 237 267 297 356 415 475 534 593 50 37 56 74 93 111 130 148 167 185 222 260 297 334 371 445 519 593 667 742 60 44 67 89 111 133 156 178 200 222 267 311 356 400 445 534 623 712 801 890 70 52 78 104 130 156 182 208 234 260 311 363 415 467 519 623 727 831 934 103880 59 89 119 148 178 208 237 267 297 356 415 475 534 593 712 831 949 1068 118790 67 100 133 167 200 234 267 300 334 400 467 534 601 667 801 934 1068 1201 1335

Putere disponibila

[kW]

Căd

erea

[m]

100 74 111 148 185 222 260 297 334 371 445 519 593 667 742 890 1038 1187 1335 148320 130 195 260 325 390 455 520 585 650 780 910 1039 1169 1299 1559 1819 2079 2339 259930 195 292 390 487 585 682 780 877 975 1169 1364 1559 1754 1949 2339 2729 3118 3508 389840 260 390 520 650 780 910 1039 1169 1299 1559 1819 2079 2339 2599 3118 3638 4158 4678 519750 325 487 650 812 975 1137 1299 1462 1624 1949 2274 2599 2924 3248 3898 4548 5197 5847 649760 390 585 780 975 1169 1364 1559 1754 1949 2339 2729 3118 3508 3898 4678 5457 6237 7016 779670 455 682 910 1137 1364 1592 1819 2046 2274 2729 3183 3638 4093 4548 5457 6367 7276 8186 909580 520 780 1039 1299 1559 1819 2079 2339 2599 3118 3638 4158 4678 5197 6237 7276 8316 9355 1039590 585 877 1169 1462 1754 2046 2339 2631 2924 3508 4093 4678 5262 5847 7016 8186 9355 10525 11694

Energia medie anuala estimata

[MWh/an] Căd

erea

[m]

100 650 975 1299 1624 1949 2274 2599 2924 3248 3898 4548 5197 5847 6497 7796 9095 10395 11694 12993


Cod 62/2008 CEn I/I

Faza I: (unică). Volumul I: (unic). Ediţia: 0 Revizia: 0 Capitolul 8: „Identificarea surselor posibile de finanţare”. Pag. 1 din 7/cap.

QF 044, ed. 0

8. IDENTIFICAREA SURSELOR POSIBILE DE FINANŢARE

8.1. Prezentare generală. Posibile surse de finanţare. Riscuri asociate

Sursele de capital pentru acoperirea necesarului investiţional pot fi autohtone sau/şi

externe. Cele autohtone ar putea cuprinde:

♦ programe promovate la nivel naţional: ♦ alocaţiile bugetare. Aceste alocaţii pot fi doar parţiale. Sunt foarte utile dacă se pune

problema unor garanţii care iau în considerare astfel de alocaţii, respectiv participaţii ale statului. Chiar şi pentru o astfel de finanţare, rentabilizarea Distribuitorului de Energie Termică este absolut necesară.

♦ autofinanţarea, inclusiv printr-o formă directă sau indirectă de listare a valorii de piaţă a Sistemului de producere, transport şi distribuţie implicat în proiect.

♦ piaţa internă de capital (corporate bonds), ♦ parteneriatul public-privat si creditele interne.

Cele externe ar putea cuprinde:

o fonduri structurale şi de coeziune; o credite directe obţinute de la bănci de dezvoltare sau de investiţii; o finanţare de proiect, cel puţin unul din finanţatorii proiectului fiind o entitate privată

străină. Desigur, este încă dificil de precizat dacă creşterea continuă a preţurilor la energie va fi

benefică pentru activitatea de distribuţie. Sunt identificate următoarele pericole: ♦ costurile să crească proporţional cu preţurile; ♦ strategia de independentizare a consumului de energie a României face faţă şi va face faţă

tendinţelor de globalizare. Astfel, centralele şi activităţile de distribuţie vor fi sau vor putea fi cumpărate sau asociate unor parteneriate. Cumpărarea lor nu este urmată întotdeauna de reabilitarea sau retehnologizarea activităţilor. În condiţiile în care costurile de reabilitare încep să devină echivalente investiţiilor noi, iar investiţiile în tehnologii noi nu mai sunt prohibitive, distribuţia de energie termică va avea destule limite şi restricţii;

♦ chiar dacă distribuţia de energie termică va avea alocaţii financiare sau bugetare în continuare, aceasta nu înseamnă că nu se vor cere îndeplinite condiţii financiare din ce în ce mai restrictive; Evoluţia consumului de energie este crescătoare în acest moment. Apar însă evoluţii de

piaţă pe care distribuţia de energie termică trebuie să le urmeze pentru a preveni anumite efecte nedorite. Obiectivele pieţei sunt, uneori, cu totul altele decât obiectivele unui producător de energie, iar dacă acel producător nu îndeplineşte criteriile pieţei, singura soluţie este să supravieţuiască suficient timp cât să se poată adapta.

Oportunităţi de finanţare:

„Programul Operaţional Regional – Axa 4 – Sprijinirea dezvoltării mediului de afaceri regional şi local” Aceasta axa prioritara are ca scop înfiinţarea si dezvoltarea structurilor de afaceri de importanta locala si regionala, reabilitarea siturilor industriale si sprijinirea initiativelor


Cod 62/2008 CEn I/I


QF 044, ed. 0

antreprenoriale locale şi regionale, pentru a facilita crearea de noi locuri de munca si creşterea economica durabila.

„Programul Operaţional Regional – Axa 5 – Dezvoltarea durabilă şi promovarea turismului” Aceasta axa prioritara vizează in principal valorificarea si promovarea durabila a patrimoniului cultural si a resurselor naturale cu potenţial turistic, precum si îmbunătăţirea calităţii infrastructurii turistice de cazare si agrement, in vederea creşterii atractivitătii regiunilor, dezvoltării economiilor locale si creării de noi locuri de munca.

„Programul Operaţional Sectorial Creşterea Competitivităţii Economice – Axa 4 – Îmbunătăţirea eficienţei energetice şi dezvoltarea durabilă a sectorului energetic” Această axă prioritară vizează îmbunătăţirea eficienţei energetice, valorificarea resurselor regenerabile de energie şi reducerea impactului negativ asupra mediului al sistemului energetic.

„Programul Operaţional Sectorial de Mediu – Axa 1 – Extinderea şi modernizarea sistemelor de apă şi apă uzată”

„Programul Operaţional Sectorial de Mediu – Axa 2 –Dezvoltarea sistemelor de management integrat al deşeurilor şi reabilitarea siturilor istorice contaminate”

Bugetul local Finanţarea de la bugetul local va acoperi cota de finanţare absolut necesară pentru contractarea oricărui tip de finanţare;

Sursele proprii operatorului O cota parte din profitul operatorului poate fi reinvestit pentru finalizarea lucrărilor propuse prin proiect. În continuare, sunt prezentate două scheme de finanţare utilizate în condiţiile unor

proiecte mari din domeniul energetic. Ele au la bază un parteneriat dintre un grup de finanţatori cu interese cel mult conexe cu proiectul (obiect de plasamente de capital) şi distribuţia de energie termică. Condiţia esenţială este ca parteneriatul să fie între proprietate şi tehnologie. Obiectul finanţării este Proiectul –un schimb de proprietate sau utilizare a proprietăţii contra tehnologie.

• Scheme de tip offset. • Scheme cu garanţii electronice.

Tabelul 8.1. Rata internă de recuperare aşteptată de diferitele categorii de investitori

Investitorul potenţial RIR dorita sau ceruta Investitor strategic 17-20% IPP 18-20% Utilitate privata >18% BERD, BIRD, IFC, altele >15% Investitor instituţional 24-30% Finanţatori privaţi cu scheme de finanţare cu gestionare separată a activelor 12%


Cod 62/2008 CEn I/I


QF 044, ed. 0

8.2. Scheme de finanţare. Soluţii de tip parteneriat

Toate schemele de finanţare de acest fel se bazează pe două alegeri pe care toţi participanţii trebuie să le facă. Aceste alegeri se referă la:

- tipul de parteneriat ales pentru proiect; - contribuţia fiecărei părţi.

Parteneriatul în acest proiect poate fi:

- parteneriatul între două părţi; - parteneriatul între cele două părţi şi terţi, inclusiv finanţatori.

Soluţie principală. Parteneriatul Distribuitorului de Energie Termică cu

furnizorul de echipamente. Soluţii secundare derivate: Parteneriat Distribuitorului de Energie Termică cu

furnizorul de echipamente şi, împreună, cu finanţator şi fondul de garantare asociat.

Schema financiară se derulează, în acest caz, astfel: Fiecare firmă contribuie cu active – echipamente pe care le poate susţine printr-un credit

furnizor, de exemplu. Firma nou creată are la dispoziţie capitalul iniţial, iar pentru implementarea proiectului

este obligată să atragă surse financiare.

Avantajele unei astfel de soluţii: - separarea responsabilităţilor dintre partenerii contributori şi proiect este, de obicei,

benefică. Atât sub aspect managerial cât, mai ales, sub aspect juridic. În plus, se poate conta pe parteneriatul public privat.

- separarea aspectelor privind bonitatea partenerilor, bonitatea firmei mixte şi rentabilitatea afacerii. Firma este dedicată dezvoltării afacerii. Aceasta implică şi simplificarea administrării

acesteia şi, mai greu sesizabil, reducerea cheltuielilor şi, ca efect, reducerea costurilor.

Dezavantajele unei astfel de soluţii: - confuzia aproape permanentă între drepturile şi obligaţiile partenerilor în cadrul firmei şi

drepturile şi obligaţiile aceloraşi parteneri în cadrul proiectului. - politica de preţ, de obţinere şi utilizare a profiturilor este la nivelul firmei. Firma este

condusă conform acţionariatului şi respectând interesele firmei şi a dezvoltării afacerii, iar nu neapărat respectând interesele partenerilor, anume intereselor pentru care s-au asociat. De foarte multe partenerii au interese diferite cum ar fi: o Refacerea unei anumite situaţii financiare sau dezvoltarea afacerilor sau motive legate

de piaţă o Vânzarea/Furnizarea unor echipamente anume.


Cod 62/2008 CEn I/I


QF 044, ed. 0

8.3. Regimul garanţiilor

Pentru contractele cu finanţare de tip credit sunt necesare garanţii. Garantorul poate fi unul dintre parteneri sau un partener terţ care poate oferi suficiente garanţii.

a. Terenuri. Clădiri. b. Echipamente. c. Contracte ferme.

Tabel 8.2. Obţinerea garanţiilor Obţinere Garanţii legate de afacerea în sine Contracte de furnizare pe termen mediu şi/sau lung. Garanţii de bună execuţie Contracte şi clauze de bună execuţie Garanţii materiale ale participanţilor la proiect

Gajuri şi contracte de asigurare pentru contribuţiile părţilor – inclusiv garanţii legate de terenuri.

Orice garanţii colaterale Contract PPA sau similar cu clauză de „plată înainte de toate” din partea distribuitorului de energie electrică şi/sau termică

Tabel 8.3. Ofertarea garanţiilor

Ofertă Administrare Către finanţatorii asociaţi sau partenerii de finanţare

Obţinerea unor dividende suficiente şi plăţi regulate ale ratelor

Garanţii materiale ale implementatorului, altul decât firma mixtă: constructor, furnizor de utilaje, echipamente, montator, etc.

Garanţiile sunt negociabile şi pot fi, în anumite condiţii, titluri. Un contract de implementare, realizare bine făcut poate permite clauze asiguratorii, pe de o parte şi reparatorii, pe de altă parte.

Aceste garanţii nu trebuie să fie aceleaşi cu garanţiile oferite pentru obţinerea creditelor furnizor. Poate fi vorba de garanţii colaterale

Aceste garanţii ar trebui să depăşească valoarea creditelor, de obicei cu minim 50% şi cu maximum 200%.

Clauză de primordialitate negociabilă

Cele mai importante sunt contractele de furnizare de lungă durată cu înţelegeri privind preţurile şi evoluţia lor de-a lungul perioadei de contractare. De exemplu, se poate porni cu un preş rezonabil de mare, mai mare decât tarifele reglementate şi care va avea o evoluţie descrescătoare, eventual cu o anumită rată. Pe ansamblu, preţurile şi evoluţia lor trebuie să răspundă intereselor iniţiale ale investitorilor privind perioada de recuperare a investiţiei, dar şi cele pe termen mai lung, ale furnizorilor.

Un aspect important este tranzacţionarea drepturilor asupra energiei produse. Este vorba de o piaţă derivată dar cu pondere din ce în ce mai mare.


Cod 62/2008 CEn I/I


QF 044, ed. 0

8.4. Tipuri de garanţii

Soluţia generală, luată în considerare cu precădere pentru schemele de finanţare a unor astfel de proiecte, este:

- Crearea unei firme mixte care să administreze proiectul. Proiectul va fi tratat drept o afacere şi administrat ca atare.

- Activele puse la dispoziţia noii firme se vor putea constitui drept garanţii. Vor fi necesare de acoperit din alte surse atrase doar cheltuielile efective de implementare a proiectului, eventual numai capitalul de lucru iniţial.

- Firma este titulara activelor şi reface evaluarea acestor active. - Obţinerea creditelor necesare şi implementarea proiectului.

În aceste condiţii firma mixtă poate încerca creditarea pe baza activelor sale şi poate

încerca un credit bazat pe garanţiile partenerilor (în limitele bonităţii lor), garanţiile oferite de activele sale, garanţii oferite de portofoliul de contracte. 8.5. Condiţii considerate drept optime pentru creditare

Condiţii optime sunt considerate următoarele: - dobânda de maxim 7.8% (fără comisioane bancare, acestea de cel mult 1.8%); - perioada de graţie: minimum 1.5 ani - rambursări trimestriale pe o perioadă totală de max. 10 ani.

Condiţii financiare optime pentru derularea proiectului: - Rata anuală a amortizării: max. 9%. - Rata anuală a deprecierii leului: 5%. - Dobânda creditelor overdraft: max. 8% pentru euro. - Rata de recuperare a creanţelor: minim 93% anual. - Întârzieri de plată individuale acceptabile de maximum 60 zile. Per ansamblu: maximum

de 45 zile. - Rotaţia capitalurilor: cel puţin 2. - Cifra de afaceri anuală minimă: 3.000.000 euro. - Utilizarea provizioanelor este recomandabilă – în limitele 1.5% - 9%. Suma dintre

provizioane şi amortizare nu trebuie să depăşească 9%.


Cod 62/2008 CEn I/I


QF 044, ed. 0

8.6. Scheme de finanţare alternative

A. Scheme de tip offset.

Dacă o comunitate de afaceri (producători de echipamente şi utilaje, industriaşi, autorităţi în domeniu, carteluri financiare sau industriale sau chiar politice, înţelegeri şi/sau cooperări internaţionale) doresc să vândă echipamente, utilaje, tehnologii sau numai oportunităţi de tip credit-furnizor, atunci ei pot propune o schemă de finanţare de tip offset.

Dacă:

• oferta de vânzare (echipamente, utilaje, proiecte complexe, tehnologii) nu se referă la obiective sau proiecte economice ci de natură socială, politică, strategică sau majoritar de natură non-economică sau non-financiară, aşa cum este cazul tehnologiilor care nu sunt livrate pentru scopuri economice sau pentru realizarea unor proiecte economice pro-profit şi dacă

• sumele care se referă la respectivele achiziţii de tehnologii sunt rambursabile. Atunci:

• Ofertantul poate propune deschiderea unor oportunităţi de finanţare (linii de credit, surse de finanţare avantajoase etc.) în sumă egală sau echivalentă cu valoarea ofertei de vânzare acceptate.

• Ofertantul se obligă să preia o parte din riscurile privind finanţarea – inclusiv cel mai important: accesul nerestrictiv la finanţări. Condiţia esenţială este ca acea entitate (cumpărătorul sau cumpărătorii sau autorităţile decidente) care a acceptat oferta să propună proiecte pentru finanţare. Aceste proiecte trebuie să fie din domeniul economic, deci să aibă o anumită rentabilitate, să fie bancabile şi, în general, să permită obţinerea de profituri care, per ansamblu să fie echivalente sumei din oferta iniţială – pe durata de viaţă a proiectului.

Ideea este ca ofertantul să permită sau să contribuie la realizarea de proiecte care să

permită, la rândul lor, compensarea sau echivalarea sumei ofertei iniţiale. Altfel spus, să dea posibilitatea cumpărătorului să îşi recupereze, prin proiecte economice, banii plătiţi în proiecte non-economice. Aceste proiecte economice vor avea finanţarea asigurată prin diligenţele ofertantului de tehnologii.

În cazul Proiectului de Investiţii de la Gheorgheni, trebuie îndeplinite, cumulativ,

următoarele condiţii; • proiectul să fie economic viabil. • proiectul să fie considerat un salt tehnologic – inclusiv prin atingerea unor standarde

europene în domeniu. • proiectul să fie gestionat separat pentru a nu exista suspiciunea de „îngropare” a banilor în

Sistem. • proiectul să fie acceptat ca atare de autorităţi şi/sau de gestionarul fondurilor offset.

B. Scheme cu garanţii electronice. Schemele de acest tip se referă şi se aplică la proiectele de mari dimensiuni (de obicei

pentru obiectivele „la cheie”) şi care îndeplinesc, cumulativ, următoarele condiţii:


Cod 62/2008 CEn I/I


QF 044, ed. 0

- permit ca finanţatorul să fie sau să rămână proprietarul activelor a căror achiziţie urmează să fie finanţată: echipamente, utilaje, tehnologii etc. Aceste active sunt gestionate sau gestionabile separat de operarea echipamentelor, utilajelor, etc. Gestionarea activelor este non-profit pe când operarea echipamentelor este o activitate orientată către profit, cel puţin suficient pentru continuarea activităţilor.

- operatorul trebuie să deţină capitalul de lucru al operării. - proiectul este viabil economic pentru o perioadă suficientă.

Schema financiară este neuzuală pentru România şi are următoarele etape – pentru un proiect suficient de mare.

Etapa I. Se pregăteşte un studiu de prefezabilitate pentru proiectul care urmează să fie propus.

Etapa II. Se emit garanţii – minime sau cu scheme auxiliare de susţinere a garanţiilor – temporare de tip MT79x. Aceste garanţii sunt retrase la momentul acceptării finanţării şi nu implică riscuri pentru emitent. Tot în această etapă se stabilesc participanţii la proiect.

Etapa III. Se deschide finanţarea – numai pentru echipamentele, utilajele, tehnologiile agreate de finanţator. Întreaga finanţare este în gestiunea finanţatorului.

Etapa IV. Se realizează proiectul. Toate activele rămân în proprietatea finanţatorului cu excepţia activelor (terenului, clădirilor) puse la dispoziţie pentru proiect dar care nu pot fi înstrăinate pe toată durata proiectului. Implementarea proiectului este de competenţa solicitantului de fonduri.

Eapa V. Proiectul devine un parteneriat între un gestionar non-profit a activelor proiectului şi operatorul proiectului.


Cod 62/2008 CEn I/I

Faza I: (unică). Volumul I: (unic). Ediţia: 0 Revizia: 0 Capitolul 9: „Concluzii privind strategia de utilizare a resurselor energetice

regenerabile în judeţul Argeş”. Pag. 1 din 3/cap.

QF 044, ed. 0

9. CONCLUZII PRIVIND STRATEGIA DE UTILIZARE A RESURSELOR ENERGETICE REGENERABILE ÎN JUDEŢUL ARGEŞ

Strategia de utilizare a resurselor energetice regenerabile în judeţul Argeş a fost elaborată

pentru a stabili potenţialul utilizării acestor resurse în judeţ, şi pentru a vedea dacă proiectele de utilizare a resurselor energetice regenerabile pot fi implementate împreună cu dezvoltarea turistică din zona montană a judeţului.

Dezvoltarea proiectelor care utilizează resurse energetice regenerabile trebuie făcută

împreună cu dezvoltarea industrială şi turistică din judeţ. Dezvoltarea industrială prevede următoarele măsuri:

• Dezvoltarea şi modernizarea infrastructurii energetice • Modernizarea şi regenerarea siturilor industriale şi a zonelor urbane • Eficientizarea consumului de energie şi promovarea resurselor regenerabile • Dezvoltarea infrastructurii de afaceri • Stimularea înfiinţării de noi IMM-uri şi creşterea competitivităţii celor existente • Promovarea inovării, cercetării şi dezvoltării tehnologice

Judeţul Argeş, datorită formelor variate de relief, condiţiilor naturale deosebite şi

peisajului pitoresc are un potenţial turistic considerabil. În anul 2006 reţeaua de cazare turistică a judeţului Argeş cuprindea 123 unităţi, din care

25 hoteluri şi moteluri, 1 han turistic, 6 cabane turistice, 1 camping, 9 vile turistice şi bungalouri, 6 tabere de elevi şi preşcolari, 8 pensiuni turistice urbane, 65 pensiuni turistice rurale şi 2 hosteluri.

Capacitatea de cazare existentă în judeţ in anul 2007 a fost de 4.803 locuri, indicele de

utilizare netă a capacităţii în funcţiune fiind de 27,8%. Dezvoltarea proiectelor de utilizare a resurselor energetice regenerabile împreună cu dezvoltarea turistică poate fi benefică pentru ambele, crescând gradul de ocupare a capacităţilor de cazare şi totodată cota parte a energiei produse din resurse regenerabile.

Din punct de vedere al resurselor energetice piaţa combustibililor fosili, la nivelul

judeţului Argeş, este formată exclusiv din gaze naturale şi păcură. Conform Institutului Naţional de Statistică, direcţia Judeţeană de Statistică Argeş, la

nivelul judeţului Argeş sunt doar 8 localităţi (din care 5 municipii şi oraşe) în care se distribuie energie termică (la 31 decembrie 2006).

Păcura nu poate să reprezinte o alternativă pentru gazele naturale în asigurarea cu energie

termică a populaţiei. Din păcate, însă, problemele legate de poluare, coroborate cu preţul său care va fi mereu superior gazelor naturale duc la o atitudine rezervată faţă de acest combustibil.

Judeţul Argeş dispune de un potenţial ridicat de resurse energetice regenerabile, în special

de resurse de hidro, energie solară, biomasă, energie eoliană. Aceste resurse pot fi o alternativă viabilă pentru asigurarea cu energie.


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

Autorităţile locale, împreună cu specialiştii din domeniu au localizat şi propun realizarea de investiţii în proiecte care vizează sursele regenerabile de energie ale judeţului Argeş din zonele bazineleor superioare ala următoarele râuri:

• Topolog • Argeş • Vâlsan • Râul Doamnei • Bratia • Râuşor • Râul Târgului • Râul Dâmboviţei • Râul Dâmbovicioara

De asemenea, se propun realizarea de proiecte care vizează dezvoltarea infrastructurii de

turism a judeţului Argeş: • Spaţii de campare turistică:

1. Valea Topologului – la confluenta cu pârâul Ruda 2. Valea lui Stan – la confluenta cu râul Argeş, in zona Luncii – punctul Călugărita 3. Poienile Vâlsanului – punctul Pod DJ 703I ce merge la Molidis DN7C 4. Lacul Baciu – la confluenta cu pâriul Vasalat, Râul Doamnei 5. Valea Bratia – la confluenta cu Izvorul Negomiru 6. Pâriul Râuşor – afluent al Râul Târgului, la confluenta cu Izvorul Huluba 7. Râul Dâmboviţa – Lacul Pecineagu la confuenta cu pâriul Luţele 8. Muntele Magureaua Arefului, in zona Lacului Magurea 9. Valea Badenilor – punctul Fagetel 10. Dealul Sasului DN73 - Râul Dâmbovicioara - Braşov

• Refugii montane în Masivul Făgăraş şi Piatra Craiului: 1. Construire refugiu de creasta in Saua Scara 2. Construire refugiu de creasta in Cheia Bandei 3. Modernizare refugiu in Fereastra Zmeilor 4. Construire refugiu de salvare in Valea Rea 5. Construire refugiu de creasta in Iezerul Podu Giurgiului 6. Construire platforma aterizare elicopter la Cota 2000 7. Construire refugiu de salvare pe Valea Topologului – Ruda 8. Construire refugiu de salvare pe muntele Ghiţu 9. Magurea – Valea lui Stan – Valea Topologului 10. Construire refugiu de salvare Grind –Lespezi 11. Reabilitare trasee turistice 420 km

• Post salvamont: 1. Construire post salvamont pe muntele Ghiţu Pentru toate aceste locaţii s-au studiat posibilităţile utilizării resurselor energetice

regenerabile împreună cu dezvoltarea turistică a zonei. În capitolul 6 s-au prezentat tehnologiile care există la momentul actual pentru producerea energiei din resurse regenerabile. În capitolul 7 s-a prezentat potenţialul pentru utilizarea resurselor hidro, solare şi eoliene pentru aceste locaţii.

În concluzie se poate spune că există potenţial pentru utilizarea resurselor energetice

regenerabile în locaţiile analizate, şi acest potenţial provine în special din folosirea energiei hidro


Cod 62/2008 CEn I/I



QF 044, ed. 0

a râurilor, şi afluenţilor lor şi prin folosirea energiei solare pentru producerea atât a energiei electrice cât şi pentru producerea energiei termice.

Sursele de capital pentru acoperirea necesarului investiţional pentru astfel de proiecte pot

fi autohtone sau/şi externe. Cele autohtone ar putea cuprinde:

♦ programe promovate la nivel naţional: ♦ alocaţiile bugetare. Aceste alocaţii pot fi doar parţiale. Sunt foarte utile dacă se pune

problema unor garanţii care iau în considerare astfel de alocaţii, respectiv participaţii ale statului. Chiar şi pentru o astfel de finanţare, rentabilizarea Distribuitorului de Energie Termică este absolut necesară.

♦ autofinanţarea, inclusiv printr-o formă directă sau indirectă de listare a valorii de piaţă a Sistemului de producere, transport şi distribuţie implicat în proiect.

♦ piaţa internă de capital (corporate bonds), ♦ parteneriatul public-privat si creditele interne.

Cele externe ar putea cuprinde:

o fonduri structurale şi de coeziune; o credite directe obţinute de la bănci de dezvoltare sau de investiţii; o finanţare de proiect, cel puţin unul din finanţatorii proiectului fiind o entitate privată

străină. Ca o concluzie finală se poate menţiona că fiecare dintre locaţiile analizate are potenţial

atât pentru producerea energiei din resurse regenerabile cât şi potenţial pentru dezvoltarea turistică a zonei. Îmbinarea acestor două obiective nu poate decât să crească fezabilitatea unor astfel de proiecte.

Documents

16692_Anexa P8