Electrificarea ca vector de politică energetică națională

Dacă deceniul trecut politica energetică și climatică a UE a fost dominată de stabilirea țintelor sectoriale pentru emisii de carbon și a schemelor de sprijin pentru sursele regenerabile de energie (SRE), agenda actuală de politici europene este articulată în jurul unui obiectiv unificator: electrificarea consumului final de energie.

Planul UE de Acțiune pentru Electrificare (Electrification Action Plan), publicat în iulie 2026, arată că electricitatea acoperă în prezent circa 23% din consumul final de energie în UE, iar Comisia Europeană își propune o țintă de 32% până în 2030, vizând un procent de 46% până în 2040. Obiectivul este atât de ordin climatic, cât și economic și de securitate energetică, dat fiind că o astfel de traiectorie ar reduce factura europeană de importuri de combustibili fosili cu aproximativ 260 de miliarde de euro anual până în 2040. Pe sectoare, planul urmărește ca, până în 2040, electrificarea să crească de la 2% la peste 40% în transportul rutier, de la 26% la 50% în clădiri și de la 26% la 38% în procesele industriale.

Electrificarea atinge, simultan, multiple dimensiuni ale politicii energetice naționale: modernizarea sectorului energetic, competitivitatea industrială, securitatea aprovizionării cu energie, eliminarea emisiilor de gaze cu efect de seră. În România, nivelul dependenței energetice era în 2024 de 30,4%, față de o medie europeană de 57,2%. În ceea ce privește gazele naturale, țara este aproape autosuficientă, iar la cărbune dependența rămâne marginală. Dar peste trei sferturi din țiței și produsele petroliere provin din import, iar transportul rutier rămâne predominant dependent de acestea. Electrificarea va contribui major și la modernizarea încălzirii în mediul rural, unde 3,5 milioane de gospodării se încălzesc cu lemn de foc în sobe cu randament energetic scăzut, cu poluare locală, adesea asociată cu forme de sărăcie energetică.

Decarbonizarea consumului final de energie constă, de fapt, în „curățarea” mixului de energie electrică. Pentru o țară care și-a asumat prin lege închiderea completă a grupurilor pe cărbune până în 2032 (presupunând că vor fi realizate până atunci investițiile pentru înlocuirea lor) și care dispune deja de o bază de generare fără emisii, electrificarea este drumul cel mai eficient.

Totodată, electrificarea reprezintă un salt de eficiență energetică. O pompă de căldură livrează de 3-4 ori mai multă energie utilă decât consumă, iar un vehicul electric folosește doar o fracțiune din energia primară necesară unuia cu ardere internă. Efectul cumulat este un consum primar considerabil mai mic la același nivel de servicii energetice, deci o economie mult mai eficientă energetic.

Dar electrificarea înseamnă și dezvoltarea unei infrastructuri pe măsură: rețele de distribuție și transport capabile să preia sarcini noi și fluxuri bidirecționale, capacități de stocare (pompaj invers, BESS, stocare termică etc.), contoare inteligente și un grad ridicat de digitalizare a rețelei. Încurajator este că segmentul prosumatorilor în România a depășit 4 GW instalați în vara lui 2026 (deși sunt necesare reglementări îmbunătățite pentru buna lor integrare în sistem), iar capacitatea de stocare în baterii se află pe o curbă ascendentă rapidă, după un start întârziat față de media europeană.

Din perspectiva securității energetice, electrificarea diminuează dependența de importuri de energie fosilă primară. Pentru Uniunea Europeană, mult mai dependentă de importuri de hidrocarburi decât competitorii săi globali, acest aspect este cu atât mai relevant. Producția internă de energie electrică reduce sensibilitatea la șocuri geopolitice și la volatilitatea piețelor internaționale, într-un context energetic marcat de războaiele din Ucraina și din Iran și de reconfigurarea rutelor de aprovizionare.

Mixul național de energie electrică

Conform datelor Transelectrica, din 2010 și până în prezent, capacitatea netă instalată în România a rămas relativ stabilă, în ciuda unor variații de parcurs. Începând cu 2015, puterea instalată a scăzut până în 2024 cu aproape 5 GW, de la aproximativ 21 GW la 16 GW, urcând apoi, până în prezent, cu mai mult de 2 GW, spre aproape 19 GW. Notabile au fost închiderile termocentralelor pe cărbune și gaz, asumate de România încă din 2022 prin adoptarea OUG nr. 108/2022 privind decarbonizarea sectorului energetic, aprobată prin Legea nr. 334/2022. Conform PNIESC actualizat, capacitatea totală instalată în 2050 va ajunge la 48 GW. Graficul 1 prezintă capacitățile nominale instalate pentru perioada 2010-2026 (pentru 2026, datele sunt până la 1 iulie).

Grupurile pe cărbune disponibile și-au redus capacitatea cumulată de la circa 6,0 GW în 2010 la 1,6 GW în anul 2026. Conform calendarului de închidere agreat cu Comisia Europeană, două grupuri de câte 330 MW, Turceni 3 și Ișalnița 4, au fost oprite definitiv la 31 decembrie 2025, iar alte circa 990 MW ai Complexului Energetic Oltenia au fost programate pentru închidere definitivă în august 2026. Cele rămase în funcțiune au costuri ridicate, iar echipamentele sunt îmbătrânite, astfel că prețurile ofertate în piață de centralele pe cărbune sunt foarte mari. În luna august a.c., Complexul Energetic Oltenia a inițiat multiple oferte de vânzare în profil bandă pentru iarna 2026 și pentru 2027, cu prețuri de peste 720 RON/MWh, care au fost anulate din lipsă de cumpărători.

Centralele pe gaz menite să înlocuiască centralele pe cărbune retrase nu au fost finalizate în termenele stabilite, acumulând întârzieri majore și afectând atât securitatea energetică, cât și credibilitatea României în fața instituțiilor europene. De exemplu, centrala Romgaz de la Iernut, de 430 MW, trebuia să fie operațională încă din 2020. Proiectele centralelor pe gaz de la Ișalnița (850 MW) și Turceni (475 MW) ale Complexului Energetic Oltenia au rămas în stadiul de plan sau de licitație.

Centrala OMV Petrom de la Brazi de 860 MW este singura centrală de mare capacitate pe gaze naturale funcțională în ciclu combinat (CCGT), finalizată și pusă în funcțiune din 2012. Centrala CCGT de la Mintia (Deva), de 1.700 MW, este aproape de punerea în funcțiune, fiind planificat ca până la finalul anului 1.100 MW să fie operaționalizați, iar restul până la finalul lui 2027. Este instructiv că singurele proiecte finalizate, cu impact de securitate energetică, au fost din mediul privat, în timp ce marile companii publice, care dețin sau controlează circa 80% din activele sistemului electroenergetic, s-au dovedit a fi slabi planificatori și manageri de proiect, nereușind să-și realizeze planurile de investiții, chiar când acestea priveau elemente de infrastructură critică pentru adecvanța sistemului electroenergetic național.

Capacitatea hidrocentralelor a rămas relativ constantă în ultimii 15 ani, eforturile investiționale concentrându-se asupra retehnologizărilor. Investițiile pentru finalizarea unei serii de mici hidrocentrale sunt blocate din diverse motive de natură legislativă, de mediu sau administrativă. Notabile sunt, mai degrabă, și în acest domeniu, marile întârzieri, precum exploatarea în regim de pompaj invers a centralelor din amenajarea hidroenergetică de pe Oltul Inferior (CHE Ipotești, Drăgănești, Frunzaru, Rusănești), cu capacitate cumulată de 200 MW. CHE Frunzaru a fost deja inaugurată în 2014, la finalizarea unei investiții complexe de 400 milioane de euro. De atunci, acest portofoliu de active nu a fost utilizat în pompaj invers, nerealizându-și obiectivul de a contribui la piața de echilibrare. Abia în august 2026, după relatările de presă asupra acestei stări de fapt, au fost reluate testele în regim de pompaj la CHE Frunzaru.

Sursele regenerabile de energie au cunoscut două valuri de expansiune în România. În primul val, între 2010 și 2015, energia solară a ajuns la peste 1 GW, iar energia eoliană la aproape 3 GW. După 2015, odată cu eliminarea stimulentelor de tip certificate verzi, investițiile au încetat, iar capacitățile instalate au stagnat. Al doilea val de investiții în surse regenerabile, început în 2020, odată cu alocarea de fonduri europene substanțiale pentru tranziția energetică, a dus la o creștere substanțială a producției de energie fotovoltaică, capacitatea instalată ajungând la circa 3,7 GW în 2026. Energia eoliană a stagnat în jurul valorii de 3 GW. În același timp, între 2022 și 2026, numărul prosumatorilor a crescut vertiginos, cumulând peste 3,8 GW putere instalată în panouri PV de acoperiș, conform celor mai recente date publicate de Transelectrica.

Stocarea energiei electrice în sisteme de baterii a accelerat vizibil în 2026, ajungând în luna august la aproape 1 GW capacitate instalată. Aceste investiții au fost susținute de fondurile disponibile din Fondul pentru Modernizare și PNRR, în ciuda unor întârzieri administrative ale autorității competente. Până la finalul lui 2026, Administrația Fondului pentru Mediu va aloca alte 400 de milioane de lei pentru instalarea de baterii de către prosumatori.

Potrivit Transelectrica, la 20 august a.c. a fost depășită borna de 2.500 MW capacități noi de producție și stocare de energie electrică de la începutul anului 2026 – atât la rețeaua electrică de transport, cât și la cea de distribuție – urmând ca alți 1.000 MW să fie instalați până la sfârșitul anului. Structura pe tipuri de resursă energetică a capacităților instalate în 2026 este următoarea: 20 MW gaze naturale; 496 MW eolian; 663 MW stocare; 1.331 MW fotovoltaic; 5 MW biogaz. Este vorba atât de capacități care dețin deja licență de exploatare comercială, cât și de instalații aflate în faza testelor funcționale interne și a testelor de conformitate. În ceea ce privește sistemele de baterii, sistemul electroenergetic național avea la dispoziție la 1 august 2026, 989 MW – instalații independente de stocare și baterii integrate în centrale mixte de producere a energiei electrice.

Exporturile și importurile de energie electrică sunt condiționate de capacitatea de interconexiune cu țările vecine. În prezent, aceasta este de 4,6 GW, peste 60% fiind cu Bulgaria și Ungaria. Până în 2030, capacitatea este estimată a crește la 7,2 GW. În criza energetică din această vară, cauzată de canicula intensă, concomitent cu seceta prelungită, nivelul scăzut al Dunării a dus la oprirea ambelor unități ale Centralei nucleare de la Cernavodă. S-a dovedit că rolul principal în gestionarea situației a revenit capacității de interconexiune, importurile acoperind deficitul de putere de la vârful de consum, în orele serii (cca. 2 GW). În cazul ieșirii neprevăzute din rețea a unui grup mare de producere a energiei electrice, interconexiunile oferă suport imediat prin transferul de putere din sistemul european.

Investițiile în rețele de transport și distribuție sunt imperative pentru susținerea producției și consumului în creștere de energie electrică. Conform studiului de adecvanță al Transelectrica, până în 2035, consumul intern net va ajunge până la 63,1 TWh, o creștere de 17,5% față de 2022. Transelectrica elaborează Planul de Dezvoltare a Rețelei Electrice de Transport (TYNDP) pentru 10 ani, actualizat o dată la doi ani. Pentru 2024-2033, Transelectrica estimează că necesarul de investiții se ridică la 1,85 mld. euro. Conform estimărilor EPG, nevoia de investiții în rețelele de transport este de 6,8 mld. euro, iar în rețelele de distribuție, de 9,2-11,5 mld. euro. Estimările operatorilor sistemelor de distribuție se ridică la 6,7 mld. euro.

În afară de investiții, dezvoltarea rețelelor electrice este îngreunată în prezent de o serie de alte obstacole. Barierele de ordin legislativ sunt cele mai frecvente. Un raport realizat de Direcția Generală Energie a Comisiei Europene (DG ENER) arată că principala barieră legislativă cu care se confruntă statele membre este amenajarea teritoriului, proces devenit extrem de rigid din cauza birocrației excesive, cu perioade lungi de timp și număr mare de autorizații. Conform Agenției Internaționale a Energiei, obținerea tuturor avizelor și finalizarea efectivă a construcției de noi rețele poate dura până la 15 ani. Astfel de termene creează o discrepanță majoră în piață, având în vedere că proiectele de energie regenerabilă sunt finalizate în medie în doar 1-5 ani, iar centrele de date se construiesc în 1-3 ani. Decalajul generează întârzieri în conectare, descurajează investițiile și duce la costuri mărite pentru consumatorii finali.

Electrificarea cererii de energie

Tranziția către un model energetic bazat pe surse de energie regenerabilă schimbă fundamental dinamica funcționării sistemului electroenergetic național. Spre deosebire de centralele clasice pe combustibili fosili, producția regenerabilă este intermitentă, depinzând de condițiile meteorologice. Pe măsura creșterii cererii prin electrificarea transportului și a încălzirii și prin dezvoltarea centrelor de date, rețeaua are nevoie de mecanisme rapide de ajustare pentru a menține echilibrul dintre curbele de producție și consum în fiecare secundă.

Conceptul de flexibilitate definește capacitatea unui sistem energetic de a se adapta rapid și eficient la fluctuațiile cererii și ale ofertei, pe toate orizonturile de timp. În sistemele energetice bazate pe energie regenerabilă, flexibilitatea este nu doar o opțiune operațională, ci chiar modul obișnuit de operare.

Din punctul de vedere al sursei de energie, flexibilitatea poate fi a cererii sau a producției. Flexibilitatea cererii se bazează pe reducerea vârfurilor de sarcină, cea mai utilizată în prezent, și decalarea consumului, care constituie tot mai mult obiectul proiectelor-pilot internaționale. Flexibilitatea producției se bazează pe faptul că centralele electrice își pot mări sau scădea producția de energie electrică în funcție de necesitățile sistemului.

Din punctul de vedere al perioadei de timp, flexibilitatea poate fi împărțită în flexibilitate pe termen scurt (zi), mediu (săptămână) și lung (sezonal). Fără o flexibilitate extinsă, integrarea noilor surse regenerabile este amenințată de riscul de limitare forțată a producției parcurilor fotovoltaice și eoliene, cauzat de instabilitatea tensiunii. Ca atare, sistemele de stocare a energiei electrice au rol crucial în flexibilitate, mai ales pe termen scurt. Dacă acum câțiva ani rolul sistemelor de baterii era mai degrabă unul de reglaj primar al frecvenței, datorită vitezei de răspuns (de ordinul ms), în prezent capacitățile instalate de stocare sunt suficient de mari pentru a „muta” producția din surse de energie regenerabilă dinspre vârfurile de producție de la miezul zilei către vârfurile de consum de seara.

Managementul cererii transformă consumatorul într-un participant activ la dinamica SEN. Prin tarife dinamice, semnale de preț orare și automatizări inteligente, consumatorii industriali și utilizatorii rezidențiali sunt stimulați să își transfere consumul în perioadele cu energie abundentă și ieftină. Aceste strategii permit aplatizarea curbei de sarcină, reducând presiunea pe infrastructură fără a necesita pornirea unor centrale scumpe și poluante în timpul perioadelor de vârf.

Pentru ca cererea să fie controlată la scară largă, digitalizarea sistemului energetic este imperativă. Contoarele inteligente și bidirecționale reprezintă componenta centrală a digitalizării rețelei. Contorul inteligent permite furnizorilor să factureze energia mai scump în perioadele de deficit și mai ieftin în cele cu surplus de producție. În România, conform ANRE, doar 34,5% din totalul locurilor de consum au instalat un contor inteligent. Ținta asumată la nivel european prin Planul de Acțiune pentru Electrificare este ca, până în 2030, cel puțin 50% dintre consumatorii finali să dispună de contoare inteligente.

Pachetul EU Grids

Impactul schimbărilor climatice asupra producției de bază

Autori