HCL 253/2026

Art. 1. Se aprobă modificarea Anexei nr. 2 prevăzută la Art. 2 din Hotărârea Consiliului Local al Municipiului Iași nr. 288 din 30 august 2024 pentru obiectivul de investiție ”Conversia CET II Holboca de pe huilă pe gaze naturale prin instalarea unor grupuri de cogenerare (CHP) noi H2 ready” , conform Anexei nr. 1 - Indicatori tehnico – economici, care face parte integrantă din prezenta hotărâre. 3 / 10 la H.C.L. nr. 253 din 02 iulie 2026 Art. 2. Se aprobă modificarea Anexei nr.3 prevăzută la Art. 3 din Hotărârea Consiliului Local al Municipiului Iași nr.288 din 30 august 2024 pentru obiectivul de investiție ”Conversia CET II Holboca de pe huilă pe gaze naturale prin instalarea unor grupuri de cogenerare (CHP) noi H2 ready” , conform Anexei nr. 2 – Deviz General actualizat, care face parte integrantă din prezenta hotărâre. Art. 3. Toate celelalte prevederi ale Hotărârii Consiliului Local al Municipiului Iași nr. 46/28.02.2025, rămân neschimbate. Art. 4. Copie după prezenta hotărâre va fi comunicată către Primarul Municipiului Iași, Direcția Generală Tehnică și Dezvoltare; Direcția Generală Economică și Finanțe Publice Locale; Direcția Tehnică și Servicii Comunitare - Serviciul Eficiență Energetică și Utilități Publice și Instituția Prefectului - Județul Iași. Art. 5. (1) Punerea în aplicare a prevederilor prezentei hotărâri va fi asigurată întotdeauna cu respectarea cadrului legal incident de către Direcția Generală Tehnică și Dezvoltare; Direcția Generală Economică și Finanțe Publice Locale; Direcția Tehnică și Servicii Comunitare - Serviciul Eficiență Energetică și Utilități Publice. PREȘEDINTE DE ȘEDINȚĂ, Contrasemneaza pentru legalitate, Costel – Marian Dalban Secretar General, Denisa Liliana Ionașcu Consilier local Nr. 253 din 02 iulie 2026 *Domnul consilier local Alexandru Valentin Resmiriță nu a participat la dezbatere și la vot Total consilieri locali 27 Prezenți 23* Pentru 22 Împotrivă 0 Abțineri 0 4 / 10 la H.C.L. nr. 253 din 02 iulie 2026 Anexa nr. 1 – Indicatori tehnico-economici la Hotărârea Consiliului Local nr. 253/02.07.2026 privind aprobarea modificării Hotărârii Consiliului Local nr. 288 din 30 august 2024 I. Caracteristici tehnice principale pentru noua sursă de cogenerare în CET I Iași La actualizarea indicatorilor tehnico-economici și a Devizului General, Proiectantul a ținut seama de: - menținerea soluției tehnice adoptată și de toate cerințele tehnice specificate și analizate în Studiul de fezabilitate pentru Conversia CET II Holboca de pe huilă pe gaze naturale prin instalarea unor grupuri de cogenerare (CHP) noi H2 ready ; Studiul de fezabilitate a fost aprobat prin H.C.L. nr. 288/30.08.2024; - specificațiile din Avizul tehnic nr.33/2024 emis de A.N.R.E. pentru eficiența energetică a investiției; - aspectele precizate în Decizia nr. 52/25.03.2025 emisă de A.P.M. Iasi; - prevederilor din contractul de finanțare nr.138178/93000/24.07.2025 încheiat cu M.D.L.P.A. – Program termoficare; - răspunsurile Autorității contractante la solicitările de clarificare din partea ofertanților la procedurile de achiziție publică derulate până în prezent; - ofertele actuale de la principalii furnizori de echipamente și materiale, noile preturi pentru manopera, materiale și utilaje, precum și valorile actuale pentru prestatorii de servicii. Devizul General actualizat la nivelul primei decade a lunii Iunie 2026, pentru obiectivul: ”Conversia CET II Holboca de pe huilă pe gaze naturale prin instalarea unor grupuri de cogenerare (CHP) noi H2 ready” , a fost prezentat de către Proiectant/Consultant, pe format hârtie și electronic, în conformitate cu adresa nr.82719/17.06.2026. Scenariul optim recomandat (S2 din Studiul de Fezabilitate): Instalația de cogenerare de înaltă eficiență cu motoare pe gaz, flexibile, cu capacitatea nominală totală de 28,16 MWt și 26,8 MWe, constă în instalarea a unui număr de 4, 6, 7, 8, 9, 10, 11 sau 12 motoare termice pe gaze naturale, având însumate minim 28,16 MWt (MT CHP) și minim 26,8 MWe, având fiecare capacitatea termică între 2,34 și 7,04 MWt și capacitatea electrică între 2,23 și 6,70 MWe, cu următoarele caracteristici tehnice, în condiții ISO de temperatură și umiditate: - 4, 6, 7, 8, 9, 10, 11 sau 12 motoare termice pe gaze naturale, fiecare cu generator electric 10,5 kV, 50 Hz, cu capacitatea electrică între 2,23 și 6,70 MWe, cu randament electric de cca. 43% (condiții garantate); - 4, 6, 7, 8, 9, 10, 11 sau 12 sisteme de recuperare a căldurii din circuitele de răcire a motorului cu apă, de ungere cu ulei și de evacuare gaze de ardere, având fiecare o capacitate termică de 3,5 MWt (condiții garantate), inclusiv schimbătoarele de căldură de transfer pentru termoficarea urbană; temperatura gazelor de ardere la ieșirea din coșurile de fum a fost considerată de 120°C, iar debitul gazelor de ardere a fost considerat de 82 kg/s; - 4, 6, 7, 8, 9, 10, 11 sau 12 sisteme de separație față de rețeaua de termoficare compuse fiecare din schimbător de căldură de separație, formă constructivă cu plăci demontabile, de cca. 4 MWt și pompă de circulație între schimbătorul de separație și circuitul de răcire a motorului; - 4, 6, 7, 8, 9, 10, 11 sau 12 compresoare de gaz cu operare de la 1,5 bar(g) la 6 bar(g) Ansamblul motor pe gaz , include generatorul electric cu cutie de borne și excitator, turbocompresorul de aer/gaz în două trepte cu răcitoarele de aer aferente, rezervorul de lucru pentru ulei, compresorul si rampa de alimentare cu gaz natural, instrumentația și vanele de gaz pentru controlul arderii, sistemul de pornire, racordurile flexibile și conductele de legătură între subansamble, clapeții pentru gazele de ardere - complet asamblat pe cadru metalic comun, cu accesorii de montaj pe fundație. Sistemul de automatizare propriu , format din panouri de control pentru motor și generator, cu automat / controller programabil, cu module I/O și consolă operator HMI cu display LCD, cu controllerele specifice de motor (aprindere, cilindri), cu sincronizator de rețea, cu relee de protecție specifice generatorului, cu sistem de excitație a generatorului, cu transformatoare de măsură pentru curent și tensiune, cu modem pentru monitorizare de la distanță în scop de service, cu interfețe de comunicație cu sistemul DCS, cu dulap de automatizare pentru integrare în DCS. Sistemul electric de alimentare joasă tensiune c.a. și c.c., inclusiv sursă UPS, tratare neutru, etc. Alimentarea generală de c.a. se va realiza din dulapul de joasă tensiune 0,4 kV a stației electrice prevăzute pentru instalația CHP. 5 / 10 la H.C.L. nr. 253 din 02 iulie 2026 Sistem de aer comprimat instrumental pentru controlul vanelor cu acționare pneumatică. Sistem de lubrifiere cu ulei, inclusiv rezervoare de stocare ulei proaspăt și ulei uzat dimensionate pentru încărcare / descărcare completă circuite ulei + motor, cu pompe ce asigură umplerea / descărcarea automată a rezervoarelor, cu vane de control on/off, robineți, contoare, conducte, izolații, etc. Sistem de răcire motor complet echipat, inclusiv schimbătoare de căldură ulei/apă și apă/apă, răcitoare apă/aer de evacuare căldură și clapeți de by-pass gaze ardere, vane de reglaj, robineți, vase de expansiune, armături, conducte, izolații termice, electropompe, panouri de comandă. Sistem de recuperare a căldurii, cu schimbător de căldură apă/apă pentru racord la circuitul de termoficare al SACET, inclusiv robineți, armături și vane de reglaj, contor de energie termică, contor de apă adaos, conducte, izolații termice, instrumentație, electropompe, panou de comandă. Sistem de recuperare a căldurii din gazele de ardere , racordat la circuitul de termoficare al SACET, inclusiv clapeți de by-pass, compensatoare, robineți, armături, vane de reglaj, instrumentație, panou de comandă, conducte, izolații termice, alte elemente necesare. Sistem de ventilație pentru alimentare cu aer proaspăt de combustie și răcire, respectiv pentru evacuare aer uzat , inclusiv amortizoare de zgomot, clapeți, tubulatură, izolații, instrumentație și control, convertizoare de frecvență, panouri de comandă. Sistem de reducere a emisiilor complet echipat, care să asigure încadrarea în limitele maxime admisibile aplicabile în cazul acestei investiții și adaptabilitatea la viitoarele modificări ale reglementărilor privind poluarea aerului. Sistem de evacuare a gazelor de ardere , inclusiv amortizoare de zgomot, suflantă de siguranță pentru evacuarea gazelor de ardere remanente, clapeți, tubulatură, compensatoare, instrumentație. Înălțimea coșului de fum va fi stabilită astfel încât să respecte normele de mediu în vigoare, pentru locația indicată în documentație. Sistem de alimentare cu gaz natural , inclusiv vane de izolare, vane de siguranță, contor cu interfață de comunicație, filtru, regulator, conductă, detector scăpări de gaz, alte elemente necesare. Instalația CHP se livrează și instalează în clădire special proiectată , cu asigurarea tuturor structurilor metalice de acces, de susținere, de mentenanță interioară și exterioară - suporți, ancore, platforme, balustrade, scări, grătare, etc. Fiecare ansamblu motor-generator va fi dotat cu pod rulant acționat manual de la sol, dimensionat în funcție de piesa cea mai grea pe care trebuie să o ridice / manipuleze / transporte respectiv de dimensiunile stabilite pentru clădire. - Condițiile de referință pentru cogenerarea de înaltă eficiență În Studiul de Fezabilitate au fost prezentate descrierile pe componente ale fiecarui scenariu, pe specialitatile implicate: constructii si arhitectura, termomecanica, electric si automatizare, instalatii in constructii, lucrari si echipamente privind demolarea si dezafectarea, racordurile de utilitati la retelele din incinta CET II Holboca. Deasemenea în Studiul de Fezabilitate au fost prezentate: - Conditionarile ca urmare a integrării instalației noi cu sistemele existente - Condițiile de referință aferente echipamentelor termo-energetice - Condițiile de referință pentru cogenerarea de înaltă eficiență Pentru determinarea indicatorilor de proiect și a performanțelor noii instalații de cogenerare de înaltă eficiență, este necesară specificarea condițiilor de referință stabilite în Regulamentul delegat al Directivei EED, respectiv realizarea unor calcule preliminare. Condiții de referință pentru calculul de eficiență energetică, au ca bază de reglementare:  Directiva (UE) 2023/1791 din 13 septembrie 2023 privind eficiența energetică și de modificare a Regulamentului (UE) 2023/955 (reformare)  Regulamentul delegat (UE) 2015/2402 de revizuire a valorilor de referință armonizate ale randamentului pentru producția separată de energie electrică și termică (G10), astfel cum a fost modificat prin Regulamentul delegat (UE) 2023/2104  Regulamentul 2066/2018/EU privind monitorizarea și raportarea emisiilor de gaze cu efect de seră în temeiul Directivei 2003/87/CE a Parlamentului European și a Consiliului și de modificare a Regulamentului (UE) nr. 601/2012 al Comisiei, cu modificările ulterioare (inclusiv cele aduse prin Regulamentul (UE) 2023/2122 ) Astfel, sunt prezentate valorile calculate /determinate pentru: -Temperatura medie anuală de referință -Coeficientul de corecție climatică a randamentului electric de referință -Coeficienții de pierdere evitată în rețelele electrice -Coeficientul de corecție a randamentului electric de referință -Randamentul de referință pentru producerea separată a energiei electrice, respectiv termica -Factorul de emisie CO 2 pentru arderea gazului natural 6 / 10 la H.C.L. nr. 253 din 02 iulie 2026 -Cantitatea anuală de emisie CO 2 si reducerea anuală a emisiei de CO 2 II. Costurile estimative ale investitiei prezentate în Devizul General actualizat Iunie 2026 Având în vedere: - soluția tehnică adoptată și de toate cerintele tehnice specificate și analizate în Studiul de fezabilitate pentru Conversia CET II Holboca de pe huilă pe gaze naturale prin instalarea unor grupuri de cogenerare (CHP) noi H2 ready ; - specificațiile din Avizul tehnic nr. 33/2024 emis de A.N.R.E. pentru eficiența energetică a investiției; - aspectele precizate în Decizia nr. 52/25.03.2025 emisa de A.P.M. Iasi; - prevederilor din contractul de finanțare nr. 138178/93000/24.07.2025 încheiat cu M.D.L.P.A. – Program termoficare; - toate răspunsurile Autorității contractante la solicitările de clarificare din partea ofertanților la licitațiile avute până în prezent; - ofertele actuale de la principalii furnizori de echipamente și materiale, noile preturi pentru manopera, materiale și utilaje, precum și valorile actuale pentru prestatorii de servicii. - toate aspectele menționate în capitolele anterioare, de cheltuielile de implementare a proiectului care trebuiesc corelate cu caracteristicile tehnice, tehnologiile propuse și complexitatea proiectului, cu obiectivele, activitățile și resursele proiectului, de condițiile actuale de piață și în contextul geopolitic actual; - caracteristicile și specificatiile tehnice de operare, ale configurațiilor S1 si S2, echipa de proiectare a prezentat, pentru fiecare scenariu fezabil, estimarile pentru cheltuielile / costurile de realizare a investiției respectiv cheltuielile / costurile de operare și mentenanță, au rezultat cheltuielile estimative conform H.G. nr. 907/2026, prezentate în Devizul General actualizat la nivelul lunii Iunie 2026, pentru scenariul optim recomandat, aferent obiectivului: Conversia CET II Holboca de pe huilă pe gaze naturale prin instalarea unor grupuri de cogenerare (CHP) noi H2 ready . Principalii indicatori tehnico-economici Următorii indicatori tehnico-economici se prezintă astfel, conform prevederilor H.G. nr.907/2016, cu modificările și completările ulterioare. A. Indicatorii maximali Proiectantul a prezentat cheltuielile estimate aferente scenariului optim, rezultând Indicatorii maximali: Nr. Crt. Denumirea capitolelor și subcapitolelor de cheltuieli Valoare fara TVA TVA Valoare cu TVA Lei Euro Lei Lei Euro TOTAL GENERAL 249.715.305,25 47.582.040,22 52.246.387,02 301.961.692,27 57.537.335,85 Din care C+M (1.2+1.3+1.4+2+4.1+4.2+5.1.1) 76.915.510,00 14.655.877,37 16.152.257,10 93.067.767,10 17.733.611,61 B. Indicatorii minimali Se prezintă indicatorii de performanță – elementele fizice / capacitățile fizice care indică atingerea țintei obiectivului de investiții, precum și indicatorii calitativi, în conformitate cu standardele, normativele și reglementările tehnice în vigoare. La baza alegerii scenariului optim (S2) au stat principalele avantaje identificate, respectiv:  Flexibilitate mai mare în operare, prin numărul de unități care participă la asigurarea necesarului de energie termică în cadrul SACET.  Randament electric mai mare și raport energie electrică / energie termică supraunitar, care determină o producție net superioară ce permite maximizarea veniturilor operaționale în cadrul SPAET, în interesul susținerii unui preț optim suportabil pentru consumatorii racordați la SACET și menținerii sursei SACET la performanțe superioare în exploatare. 7 / 10 la H.C.L. nr. 253 din 02 iulie 2026  Reducerea cantității de emisie CO 2 anuală mai mare, în condițiile de referință date, în comparație cu instalațiile convenționale de producere separată a energiei, termică și electrică.Obținerea unui factor de emisie specifică de CO 2 mai mic, raportat la energia electrică netă livrată în SEN.  Stabilitatea și predictibilitatea mai mare a producției de energie (capacitatea turbinelor de gaz este variabilă cu temperatura aerului - scade la creșterea temperaturii). Scenariul optim recomandat pentru investitie, prezintă următorii indicatori minimali: a. Tabel centralizator b. Rezultatele analizei producțiilor și emisiilor pentru scenariu recomandat: Parametru Simbol UM Valoare Scenariu / soluție tehnică - - 4, 6, 7, 8, 9, 10, 11 si 12 buc. Tip de instalație de cogenerare - - MT Total 26,8 MWe Condiții de referință - gaz combustibil actual - - GN 100% - temperatură aer ambiant pentru combustie Ta °C 25 - temperatură aer ambiant, referință ta,ref °C 15 - temperatură aer ambiant, medie anuală Tma °C 12 - umiditate aer ambiant pentru combustie RH %RH 30% - altitudine amplasament Ha m d.m. 50 - tensiune la bornele generatoarelor Ug kV 10,5 - factor de putere cos(ϕ) - 0,9 - an de referință (primul an de producție completă) Y - 2028 Număr de unități în cadrul instalației CHP N buc 8 Număr de ore medii de operare la sarcina nominală, pentru obținerea energiei termice anuale de referință Ho; Ho = ET,ref/Qt h/an 5.050 Capacitate termică unitară Qt1 MWt Intre 2,34 și 7,04 Capacitate termică totală Qt = N*Qt1 MWt 28,16 Energie termică totală produsă (ET anuală de referință din scenariul S2) ET = Qt*Ho = ET,ref MWh(t)/an 142.208 Energie termică totală consumată (ipoteză) ETC MWh(t)/an 0 Energie termică totală livrată ETN = ET - ETC MWh(t)/an 142.208 Putere electrică unitară Pe1 MWe 3,35 Putere electrică totală Pe = N*Pe1 MWe 26,8 Energie electrică totală produsă EE = Pe*Ho MWh(e)/an 135.340 Nr. Indicator minimal Valoare limită *) *) Valori minime garantate Ob. 1 Ins tala ția de cogenerare de înaltă eficiență cu motoare pe gaz 1 Număr de unități CHP (motoare) 4, 6, 7, 8, 9, 10, 11 sau12 buc. 2 Capacitatea termică a unei unități CHP Intre 2,34 și 7,04 MWt 3 Capacitatea electrică a unei unități CHP Intre 2,23 și 6,70 MWe 4 Randamentul global al unei unități CHP ≥ 88% 5 Randamentul electric al unei unități CHP ≥ 43% 8 / 10 la H.C.L. nr. 253 din 02 iulie 2026 Putere termică de combustie unitară Pf1 MWf 7,647 Putere termică de combustie totală Pf = N*Pf1 MWf 61,176 Energie combustibil total consumat EF = Pf*Ho MWh(f)/an 308.939 Randament electric specific instala ț iei de cogenerare ηe,chp = ηe = EE/EF % 43,81% Randament termic specific instala ț iei de cogenerare ηt,chp = ηt = ET/EF % 46,03% Randament global specific instalației de cogenerare ηg,chp = ηg % 89,84% Randament global specific instalației de cogenerare, valoare minimă cf. EED 27/2012/EU ηg,chp,lim % > 75% Randament global specific instalației de cogenerare, valoare minimă cf. ghid de finanțare ηg,chp,lim % > 80% Raport energie electrică produsă / energie termică produsă C = EE / ET - 0,952 Energie electrică consumată de serviciile proprii sursei (estimare) EEC MWh(e)/an 7.000 Pondere energie electrică consumată wi = EEC / EE % 5,17% Putere electrică medie consumată de serviciile proprii Pec = EEC/Ho MWe 1,39 Energie electrică livrată în SEN EEN = EE - EEC MWh(e)/an 128.340 Capacitate utilă unitară de producere a energiei în cogenerare de înaltă eficiență Pu1 = Qt1 + Pe1 MW 6,87 [I.2] Capacitate utilă totală de producere a energiei în cogenerare de înaltă eficiență (Capacitatea instalată în cogenerare de înaltă eficiență, pe gaz, flexibilă) Pu = Qt + Pe MW 54,96 Energie utilă produsă EU = EE + ET MWh/an 277.548 Energie utilă livrată EUN = EEN + ETN MWh/an 270.548 Randamentul electric de referință pentru producerea separată a energiei electrice, cf. R 2402/2015/EU, pentru instalații realizate după anul 2016*, pentru combustibil gaz natural (G10), corectat cu condițiile climatice specifice amplasamentului și cu pierderile specifice rețelor electrice internă și externă pentru Ug = 10,5 kV ηe,ref = [53% + 0,1% * (ta,ref - tma)] * fcp; fcp = Σ w(ij) * fcp(ij) = 0,891*wi + 0,918*(1-wi) % 48,83% Randamentul termic de referință pentru producerea separată a energiei termice sub formă de apă caldă / fierbinte, cf. R 2402/2015/EU, pentru instalații realizate după anul 2016 * , pentru combustibil gaz natural (G10) ηt,ref = 92% % 92,00% Economie anuală de energie pri mară combustibil consumat în cogenerare de înaltă eficien ț ă, valoare procentuală EEP = 1 - 1 / ((ηt,chp/ηt,ref) + (ηe,chp/ηe,ref) % 28,44% Economie de energie primară în cogenerare de înaltă eficiență, valoare minimă cf. EED 27/2012/EU EEPL % > 10% Energie primară combustibil consumat pentru producerea separată a energiei termice respectiv electrice de către instalațiile convenționale echivalente EF,ref = EF /(1 – EEP) MWh(f)/an 431.740 [I.3] Economie anuală de energie primară combustibil consumat în cogenerare de înaltă eficiență, valoare absolută ΔEF=EF,ref-EF; MWh(f)/an 122.801 1MWh=11,63tep tep/an 10.559 Factor de emisie specifică CO 2 pentru arderea GN, cf. R 2402/2015/EU FE = 56,1 tCO2 / TJ x 0,0036 = 0,20196 tCO2 / MWh(f) tCO 2 /MWh(f) 0,20196 Debit de emisie CO 2 unitar generat prin arderea GN qc1 = Pf1*FE tCO 2 /h 1,54 Debit de emisie CO 2 total generat prin arderea GN qc = qc1*N tCO 2 /h 12,36 Cantitate de emisie CO 2 generată în total prin arderea GN de instalația de cogenerare MC = qc*Ho tCO 2 /an 62.393 9 / 10 la H.C.L. nr. 253 din 02 iulie 2026 Cantitate de emisie CO 2 generată în total prin arderea GN de instalațiile convenționale de producere separată a energiei termice respectiv energiei electrice MC,ref = qc,ref*Ho = EF,ref*FE*Ho tCO 2 /an 87.194 [I.1] Reducere cantitate de emisie GES (CO2) obținută de instalația de cogenerare față de instalațiile convenționale de producere separată a energiei, termică respectiv electrică ΔMC = MC,ref – MC tCO 2 /an 24.801 Reducere emisie de CO 2 obținută de instalația de cogenerare față de instalațiile convenționale de producere separată a energiei, termică respectiv electrică, valoare minimă cf. EED și ghid de finanțare ΔMC,lim tCO 2 /an > 0 Emisie specifică de CO 2 pentru instalația de cogenerare, raportată la energia utilă brută FES = MC*1000/EU gCO 2 /kWh 224,80 Emisie specifică de CO 2 pentru instalația de cogenerare, raportată la energia utilă totală, valoare limită cf. ghid de finanțare FES,lim gCO 2 /kWh < 250 Emisie specifică de CO 2 pentru instalația de cogenerare, raportată la energia utilă totală netă (livrată) FESN = MC*1000/EUN gCO 2 /kWh 230,62 Pondere emisii CO 2 aferentă producției de energie electrică în cogenerare de înaltă eficiență (metodă IEA) ae = ηe/(ηe+ηt) = ηe/ηg % 48,76% Cantitate de emisie CO 2 generată în total prin arderea GN aferentă producerii energiei electrice în cogenerare de înaltă eficiență MCE = MC*ae tCO 2 /an 30.425 Emisie specifică de CO 2 pentru instalația de cogenerare, raportată la energia electrică totală netă (livrată în SEN) FESNE = MCE*1000/EEN gCO 2 /kWh(e) 237,06 Concentrație emisie NOx @ 15% O 2 analiză uscată V(NOx) < VLE(NOx) mg/Nm 3 75 VLE emisie NOx @ 15% O2 analiză uscată, cf. L 278/2013 (LCPD, sau IED) și L 188/2018 (MCPD) VLE(NOx) mg/Nm 3 75 Concentrație emisie CO @ 15% O 2 analiză uscată V(CO) < VLE(CO) mg/Nm 3 100 VLE emisie CO @ 15% O 2 analiză uscată, cf. L 278/2013 (LCPD, sau IED) și L 188/2018 (MCPD) VLE(CO) mg/Nm 3 100 Concentrație emisie SO 2 @ 15% O2 analiză uscată V(SO 2 ) < V(SO 2 ) mg/Nm 3 n/a VLE emisie SO2 @ 15% O 2 analiză uscată, cf. L 278/2013 (LCPD, sau IED) și L 188/2018 (MCPD) VLE(SO 2 ) mg/Nm 3 n/a Concentrație emisie PM @ 15% O2 analiză uscată V(PM) < VLE(PM) mg/Nm 3 n/a VLE emisie PM @ 15% O 2 analiză uscată, cf. L 278/2013 (LCPD, sau IED) și L 188/2018 (MCPD) VLE(PM) mg/Nm 3 n/a c. În vederea proiectării și realizării, s-a realizat o structurare a obiectivului de investiție pe componente, aferente configurației scenariului recomandat: MT: Motoare pe gaz (instalație de cogenerare de înaltă eficiență) SE: Stație electrică și sistem de control distribuit SPR: Stație pompe de rețea, inclusiv asigurarea adaosului de avarie din rezervoarele existente 2x500 mc SG: Servicii generale, demolări, rețele în incintă și racorduri III. Indicatorii obținuți la nivel de proiect implementat: ID Indicatori ob ținuți la nivel de p roiect implementat U.M. Valoare I.1 Reducerea anuală a gazelor cu efect de seră (CO 2 ), în cogenerare de înaltă eficiență (configurație HE CHP) tCO 2 e 24.772 % 28,42% I.2 Capacitatea instalată în cogenerare de înaltă eficiență, pe gaz, flexibilă MW 54,96 I.3 Economia anuală de energie primară a combustibilului consumat, în MWh(f)/an 122.659 10 / 10 la H.C.L. nr. 253 din 02 iulie 2026 cogenerare de înaltă eficiență (config. HE CHP) IV. Alți indicatori Indicatori financiari, socio-economici, de impact, de rezultat/operare, stabiliți în funcție de specificul și ținta obiectivului de investiție: - creșterea nivelului de trai, prin creșterea confortului termic; - implicarea activă a mediului de afaceri local, regional precum și a autorităților locale în procesul de valorificare a resurselor regenerabile de energie; - protecția mediului prin reducerea emisiilor poluante și combaterea schimbărilor climatice; - reducerea emisiilor de SO2, NOx cu impact asupra sănătății locuitorilor, recoltelor, încălzirii globale ca și impact social major al acestui proiect s-a considerat influența poluării asupra sănătății locuitorilor Municipiului Iași. V. Durata estimată de execuție a obiectivului de investiții Durata estimată de realizare a proiectului, inclusiv de execuție a obiectivului de investiții este de maxim 26 luni de la data emiterii Ordinului Administrativ de Începere a Activității de Proiectare și până la admiterea recepției la terminarea lucrărilor. Perioada de garanție este de 36 de luni pentru lucrări, respectiv 24 de luni pentru echipamente, de la data recepției la terminarea lucrărilor. PREȘEDINTE DE ȘEDINȚĂ, Costel – Marian Dalban Consilier local